Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2012...Snam Relazione finanziaria...

Snam Relazione finanziaria semestrale 2012

Relazione finanziaria semestrale consolidataal 30 giugno 2012


MISSIONE

Siamo un’impresa che presidia le attività regolate del settore del gas in Italia

e un operatore di assoluta rilevanza in Europa in termini di capitale investito

ai fini regolatori (RAB); operiamo nelle attività di trasporto e dispacciamento

del gas naturale, di rigassificazione di gas naturale liquefatto, di stoccaggio

e di distribuzione del gas naturale, in cui vantiamo competenze di eccellenza.

Ai nostri clienti assicuriamo un servizio sicuro e affidabile nel tempo.

Lo facciamo garantendo lo sviluppo delle infrastrutture e la flessibilità

del sistema del gas, rispettando i principi di concorrenza e assicurando

ai nostri clienti parità d’accesso alle infrastrutture e parità di trattamento.

Il nostro obiettivo è la creazione di valore in grado di soddisfare le attese

degli azionisti. Un impegno che perseguiamo grazie alle competenze

professionali e alle persone che quotidianamente si adoperano

per realizzare una crescita sostenibile, rispettosa dell’ambiente

e responsabile verso il territorio e le sue comunità.

Disclaimer

Questa Relazione contiene dichiarazioni previsionali (“forward-looking statements”), in particolare nella

sezione “Evoluzione prevedibile della gestione” relative a: evoluzione della domanda di gas naturale, piani

di investimento, performance gestionali future, esecuzione dei progetti.

I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché

dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno pertanto differire rispetto a

quelli annunciati in relazione a diversi fattori, tra cui: l’evoluzione della domanda, dell’offerta e dei prezzi

del gas naturale, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori

geopolitici quali le tensioni internazionali, l’impatto delle regolamentazioni in campo energetico e in

materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell’applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle

aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business.

Relazione intermedia sulla gestione 7 Highlight 10 Principali dati Andamento della gestione nei settori di attività 15 Trasporto di gas naturale 18 Rigassificazione di Gas Naturale Liquefatto (GNL) 19 Stoccaggio di gas naturale 22 Distribuzione di gas naturale Commento ai risultati economico-finanziari e altre informazioni Commento ai risultati economico-finanziari 27 Conto economico 34 Stato patrimoniale riclassificato 40 Rendiconto finanziario riclassificato 43 Fattori di rischio e di incertezza 50 Evoluzione prevedibile della gestione 51 Eventi successivi alla chiusura del semestre 53 Informativa sulle parti correlate 55 Altre informazioni 57 Glossario

Bilancio consolidato semestrale abbreviato 64 Schemi di bilancio 68 Note al bilancio consolidato semestrale abbreviato 102 Attestazione del management 103 Relazione della Società di revisione

Allegati al bilancio consolidato semestrale abbreviato 106 Imprese e partecipazioni rilevanti di Snam al 30 giugno 2012 109 Variazioni dell’area di consolidamento verificatesi nel semestre

Per Snam si intende Snam S.p.A. e le imprese incluse nell’area di consolidamento.

Relazione intermedia sulla gestione

Bilancio consolidato semestrale abbreviato

Allegati

ORGAnI SOCIAlI

COnSIGlIO DI AMMInISTRAZIOnE (*)

Salvatore Sardo Presidente

Carlo Malacarne Amministratore Delegato (1)

Alessandro Bernini Amministratore

Davide Croff Amministratore indipendente

Elisabetta Oliveri Amministratore indipendente (2)

Mario Stella Richter Amministratore indipendente (2)

Massimo Mantovani Amministratore

Renato Santini Amministratore indipendente

Roberto Lonzar Amministratore indipendente (2)

COllEGIO SInDACAlE (*)

Massimo Gatto Presidente (2)

Francesco Schiavone Panni Sindaco effettivo

Roberto Mazzei Sindaco effettivo

Giulio Gamba Sindaco supplente

Luigi Rinaldi Sindaco supplente (2)

SOCIETA’ DI REVISIOnE (**)

Reconta Ernst & Young S.p.A.

Informazioni in ordine ai poteri che si è riservato il Consiglio di Amministrazione, alle deleghe conferite al Presidente e all’Amministratore Delegato, nonché alla composizione e funzioni dei comitati del Consiglio di Amministrazione (Comitato Controllo e Rischi – già Comitato per il Controllo Interno, Comitato per la Remunerazione e Comitato Nomine) sono fornite nel documento “Relazione sul governo Societario e gli assetti proprietari 2011” disponibile sul sito internet della Società all’indirizzo www.snam.it alla sezione “Governance”, cui si rinvia.

(*) Nominati dall’Assemblea degli azionisti del 27 aprile 2010 - in carica fino all’approvazione del bilancio di esercizio al 31 dicembre 2012.

(**) Incarico conferito dall’Assemblea degli azionisti del 27 aprile 2010 per il periodo 2010 - 2018.(1) Confermato dal Consiglio di Amministrazione del 30 aprile 2010.(2) Nominati su proposta delle minoranze.

Relazione intermedia sulla gestione

7


HIgHlIgHt

Highlight finanziari

• Nel primo semestre 2012 Snam ha conseguito un utile operativo di 1.013 milioni di euro, in aumento

del 2,7% rispetto al primo semestre 2011. L’aumento è dovuto principalmente all’incremento dei

ricavi delle attività regolate, registrato in tutti i principali settori di attività, in parte assorbito dai

maggiori ammortamenti, riconducibili essenzialmente all’entrata in esercizio di nuove infrastrutture, e

dall’incremento dei costi operativi. Il maggior utile operativo riflette la rilevante perfomance realizzata

dal settore di attività stoccaggio (+20 milioni di euro; +14,4%) e il miglioramento registrato dai settori

di attività distribuzione e trasporto di gas naturale.

• L’utile netto del primo semestre 2012 di 508 milioni di euro (-11,8%), è stato fortemente penalizzato

dall’applicazione dell’addizionale IRES (c.d. Robin Hood Tax, in vigore dal 13 agosto 2011) ai settori

di attività trasporto e distribuzione di gas naturale, che ha comportato maggiori imposte per 76

milioni di euro. Sulla riduzione, hanno altresì inciso i maggiori oneri finanziari netti (-15,2%) a seguito

essenzialmente del maggior costo medio del debito e del maggiore indebitamento medio di periodo.

• Il cash flow (flusso di cassa netto da attività operativa) di 614 milioni di euro ha consentito di finanziare

pressoché interamente i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti netti di periodo pari a 678

milioni di euro. L’indebitamento finanziario netto di 11.734 milioni di euro, dopo il pagamento agli

azionisti del saldo del dividendo 2011 di 473 milioni di euro, si incrementa di 537 milioni di euro

rispetto al 31 dicembre 2011.

• In relazione ai risultati previsti per l’intero anno 2012, l’Amministratore Delegato intende proporre al

Consiglio di Amministrazione di Snam S.p.A., subordinatamente al parere della Società di revisione di

cui all’art. 2433-bis del Codice civile, la distribuzione agli azionisti di un acconto sul dividendo 2012 di

0,10 euro per azione (0,10 euro per azione nel 2011) con stacco cedola fissato al 22 ottobre 2012 e

messa in pagamento a partire dal 25 ottobre 2012.

• Gli investimenti tecnici del primo semestre 2012 ammontano a 524 milioni di euro (681 milioni di euro

nel primo semestre 2011). Gli investimenti incentivati rappresentano il 70% del totale investimenti.

• Il titolo Snam ha chiuso il primo semestre 2012 con una quotazione (prezzo ufficiale) di 3,52 euro per

azione, in rialzo del 3,8% rispetto al prezzo di chiusura di fine dicembre 2011, sovraperformando sia

il mercato azionario italiano (indice FTSE MIB -5,4%), sia il settore utilities europeo (indice Eurostoxx

Utilities invariato). L’andamento dei mercati finanziari europei nel semestre è stato spinto al ribasso,

in particolare nel secondo trimestre, dall’acuirsi della crisi del debito nella zona euro e dalle possibili

ripercussioni sul sistema bancario europeo. In tale contesto di incertezza e volatilità, il titolo Snam ha

beneficiato dell’apprezzamento per il nuovo piano industriale e per la strategia di espansione all’estero,

nonché della definizione delle modalità per la cessione della partecipazione di controllo di Eni.

Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Highlight

8


Highlight operativi

• I volumi di gas naturale immessi nella rete di trasporto nazionale ammontano a 40,88 miliardi di

metri cubi, in riduzione di 1,03 miliardi di metri cubi, pari al 2,5%, rispetto al primo semestre 2011. La

riduzione è dovuta alla minore domanda di gas naturale in Italia, a seguito essenzialmente dei minori

consumi del settore termoelettrico, in parte compensata da un maggiore invaso netto in stoccaggio.

• Nel primo semestre 2012 il terminale GNL di Panigaglia ha rigassificato 0,79 miliardi di metri cubi di

gas naturale, in riduzione di 0,21 miliardi di metri cubi, pari al 21,0%, rispetto al primo semestre 2011

(1,00 miliardi di metri cubi).

• La capacità disponibile di stoccaggio conferita al 30 giugno 2012 è pari a circa 10,7 miliardi di metri

cubi, in aumento di 0,7 miliardi di metri cubi (+7,0%) rispetto al 31 dicembre 2011. L’aumento è

dovuto principalmente agli investimenti di potenziamento e sviluppo realizzati nelle concessioni di

Fiume Treste e Sergnano.

• Al 30 giugno 2012 il numero di contatori attivi collocati presso i punti di riconsegna del gas ai clienti

finali è pari a 5,907 milioni di unità (5,897 al 31 dicembre 2011).

Fatti di rilievo avvenuti nel primo semestre 2012

Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri (DPCM) del 25 maggio 2012 – Modalità di attuazione

della separazione proprietaria tra Eni e Snam

In conformità a quanto previsto dall’articolo 15 del Decreto Legge 24 gennaio 2012, n.1, (c.d. “Decreto

Liberalizzazioni”), convertito con modificazioni nella Legge 24 marzo 2012, n. 27, recante “Disposizioni

urgenti per la concorrenza, lo sviluppo delle infrastrutture e la competitività”, la Presidenza del Consiglio

dei Ministri ha varato, in data 25 maggio 2012, il Decreto che definisce modalità e termini della separazione

proprietaria di Snam da Eni, che dovrà essere adottata entro il termine di 18 mesi dall’entrata in vigore

della suddetta legge di conversione (i.e. 25 settembre 2013). Con l’approvazione del DPCM, si completa il

quadro normativo della c.d. separazione proprietaria delle attività di trasporto, distribuzione, stoccaggio

e rigassificazione di gas naturale delineato dal Decreto Liberalizzazioni.

In particolare, il DPCM all’articolo 1 “Separazione proprietaria” stabilisce che Eni debba cedere una quota

complessivamente non inferiore al 25,1% del capitale sociale di Snam a Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. (di

seguito CDP), con le modalità definite dai Consigli di Amministrazione delle due società e con lo scopo

di assicurare il mantenimento di un nucleo stabile nel capitale di Snam tale da garantire lo sviluppo

di attività strategiche e la tutela delle caratteristiche di servizio di pubblica utilità svolte da Snam. Per

effetto dell’acquisto di almeno il 25,1% del capitale di Snam, CDP provvede a garantire l’indipendenza tra

Eni e Snam (la “piena terzietà di Snam” indicata dall’art. 15, comma 2 del Decreto Legge).

A tal fine, in data 30 maggio 2012, Eni e CDP hanno comunicato al mercato di aver raggiunto un

accordo preliminare vincolante in relazione alla cessione a CDP di una partecipazione del 30% meno

una azione del capitale sociale votante di Snam di proprietà di Eni. Il closing dell’operazione, che potrà

essere realizzato a partire dal 15 ottobre prossimo, è previsto entro la fine del 2012, a condizione che si

verifichino talune condizioni sospensive tra le quali, principalmente, l’ottenimento dell’autorizzazione da

parte dell’Autorità garante della concorrenza e del mercato. In data 15 giugno 2012, Eni ha formalizzato

con CDP il relativo contratto di compravendita.

La quota residua di partecipazione di Eni in Snam (pari a circa il 25% del capitale sociale con diritti di

voto), dovrà essere ceduta, secondo quanto stabilito dal DPCM, mediante procedure di vendita trasparenti

e non discriminatorie tra il pubblico dei risparmiatori e degli investitori istituzionali.

In data 18 luglio 2012, Eni ha ceduto, ad investitori istituzionali, il 5% del capitale sociale (corrispondente

al 5,28% del capitale votante) di Snam S.p.A..


9


Rifinanziamento del debito

Nel quadro generale delineato dal DPCM, con l’obiettivo di diversificare le fonti di provvista allargando

la base degli investitori, in data 4 giugno 2012 il Consiglio di Amministrazione di Snam, ha deliberato

l’emissione di uno o più prestiti obbligazionari, da collocare presso investitori istituzionali operanti in

Europa in base a un programma di emissione di Euro Medium Term Notes (EMTN) per un ammontare

complessivo fino a 8 miliardi di euro, da emettersi in una o più tranche entro il 4 giugno 2013.

In attuazione del piano di EMTN sono state emesse le seguenti obbligazioni: (i) 1 miliardo di euro in data 11 luglio

2012, prima emissione obbligazionaria. Il prestito obbligazionario ha la durata di 4 anni con scadenza 11 luglio

2016 e paga una cedola annua a tasso fisso del 4,375%; (ii) 1 miliardo di euro in data 19 luglio 2012. Il prestito ha

la durata di 6,5 anni con scadenza il 18 gennaio 2019 e paga una cedola annua a tasso fisso del 5,0%.

In data 7 giugno 2012, Snam ha inoltre firmato, con un gruppo di undici primarie banche nazionali

e internazionali, un mandato per la strutturazione e sottoscrizione di un finanziamento in pool di 11

miliardi di euro, che consentirà la copertura dei fabbisogni del gruppo, ivi compreso il rifinanziamento

del debito attualmente in essere verso Eni. In data 24 luglio 2012, Snam ha firmato i contratti per la

concessione delle linee di credito per un totale di 9 miliardi di euro. L’ammontare delle linee di credito

ha potuto essere ridotto, rispetto agli originari 11 miliardi di euro, grazie all’intervenuto collocamento sul

mercato dei capitali di complessivi 2 miliardi di euro di obbligazioni.

Nell’ambito del progetto di rifinanziamento del debito, sono stati inoltre definiti, con alcuni di tali istituti

di credito, una serie di accordi bilaterali per un ammontare complessivo sottoscritto di circa 3,5 miliardi

di euro, di cui 3,2 miliardi di euro già contrattualizati alla data della presente Relazione (1,5 miliardi di

euro erogati alla data del 30 giugno 2012).

Tali accordi permetteranno a Snam di dotarsi nel breve termine di finanziamenti basati principalmente

sul credito bancario, ma finalizzati al progressivo raggiungimento della struttura del debito obiettivo

largamente composta da prestiti obbligazionari, in coerenza con il profilo di business e il contesto

regolatorio in cui opera.

A supporto dell’operazione di rifinanziamento, Snam ha ottenuto, in data 13 giugno 2012, il primo rating

creditizio da Moody’s (Baa1 con outlook stabile) e Standard & Poor’s (A- con outlook negativo, A-2).

A seguito del peggioramento del merito di credito assegnato alla Repubblica italiana, in data 16 luglio 2012

Moody’s ha annunciato un’azione di revisione multipla di rating e/o outlook su un vasto gruppo di società italiane,

tra cui Snam. In particolare, il rating di Snam (Baa1) è stato posto in revisione (under review for downgrade).

Sviluppi di business all’estero

In data 16 maggio 2012 Snam e Fluxys hanno siglato un accordo per l’acquisizione congiunta, su

base paritetica, della quota di Interconnector UK, operatore proprietario del gasdotto sottomarino che

consente il collegamento strategico bi-direzionale tra la Gran Bretagna e le maggiori piazze europee del

trading di gas, detenuta da E.ON, pari al 15,09%. Il closing dell’operazione è previsto entro la fine del

2012, a fronte di un corrispettivo pari complessivamente a 127 milioni di euro.

L’operazione va a rafforzare la partecipazione di Snam in Interconnector UK, già significativa grazie all’acquisizione

congiunta con Fluxys delle quote detenute da Eni (16,41%) e si colloca in un ambito di alleanza strategica tra

Snam e Fluxys, finalizzata a promuovere l’integrazione delle reti di trasporto del gas in Europa.

Intesa tra Italgas e Acegas-Aps per la distribuzione del gas naturale nel nord – Est italiano

In data 24 aprile 2012 Italgas e Acegas-Aps hanno siglato un memorandum d’intesa finalizzato alla

costituzione di una joint venture per lo sviluppo delle attività nella distribuzione del gas naturale nel

Nord Est Italia. La nuova realtà consentirà di servire fino a 470 mila utenti dislocati in 76 comuni in

concessione nelle province di Padova, Pordenone, Trieste e Gorizia.

Il perfezionamento dell’operazione, al termine della quale Italgas e Acegas-Aps deterranno rispettivamente

il 49% e il 51% della joint venture, è previsto a fine 2012.


10


PRInCIPAlI DATI

Al fine di consentire una migliore valutazione dell’andamento della gestione economico-finanziaria, nella

Relazione intermedia sulla gestione, in aggiunta agli schemi e agli indicatori convenzionali previsti dagli

IAS/IFRS, sono presentati gli schemi di bilancio riclassificati e alcuni indicatori alternativi di performance

tra i quali, in particolare, il Margine operativo lordo (EBITDA), l’utile operativo (EBIT) e l’indebitamento

finanziario netto. Le successive tabelle, le relative note esplicative e gli schemi di bilancio riclassificati,

riportano la determinazione di tali grandezze; per la definizione dei termini utilizzati, se non direttamente

specificato, si fa rinvio al glossario.

PRInCIPAlI DATI ECOnOMICI

Esercizio Primo semestre

2011 (milioni di €) 2011 2012 Var. ass. Var. %

3.539 Ricavi della gestione caratteristica 1.744 1.791 47 2,7

3.179 Ricavi della gestione caratteristica al netto degli effetti dell'IFRIC 12 1.576 1.644 68 4,3

993 Costi operativi 462 505 43 9,3

633 Costi operativi al netto degli effetti dell'IFRIC 12 294 358 64 21,8

2.612 Margine operativo lordo (EBITDA) 1.300 1.358 58 4,5

1.958 Utile operativo (EBIT) 986 1.013 27 2,7

790 Utile netto (a) 576 508 (68) (11,8)

978 Utile netto adjusted (b) 576 508 (68) (11,8)

(a) L’utile netto è di competenza di Snam.

(b) L’utile netto adjusted dell’esercizio 2011 esclude l’onere (188 milioni di euro) relativo all’adeguamento della fiscalità differita al 31.12.2010 per le Società operanti nei settori di attività trasporto e distribuzione gas naturale, per le quali risulta applicabile, a partire dal 13 agosto 2011, l’addizionale IRES del 10,5% per tre anni (2011,2012 e 2013) per poi passare dal 2014 all’aliquota del 6,5%.

PRInCIPAlI DATI PATRIMOnIAlI E FInAnZIARI



1.585 Investimenti tecnici 681 524 (157) (23,1)

16.989 Capitale investito netto a fine periodo 16.769 17.529 760 4,5

5.792 Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti a fine periodo 6.038 5.795 (243) (4,0)

5.791 Patrimonio netto di gruppo a fine periodo 6.037 5.794 (243) (4,0)

11.197 Indebitamento finanziario netto a fine periodo 10.731 11.734 1.003 9,3

(52) Free Cash Flow 78 (64) (142)

Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Principali dati

11



PRInCIPAlI DATI AZIOnARI


2011 2011 2012 Var. ass. Var. %

3.571,2 Numero di azioni del capitale sociale (milioni) 3.571,2 3.571,2

3.378,6 Numero di azioni in circolazione a fine periodo (milioni) 3.378,2 3.378,6 0,4

3.378,0 Numero medio di azioni in circolazione nel periodo (milioni) 3.377,5 3.378,6 1,1

3,39 Prezzo ufficiale per azione a fine periodo (€) 4,07 3,52 (0,55) (13,5)

3,75 Prezzo medio ufficiale per azione nel periodo (€) 3,98 3,47 (0,51) (12,8)

PRInCIPAlI InDICATORI REDDITuAlI


2011 2011 2012 Var. ass. Var. %

0,580 Utile operativo per azione (a) (€) 0,292 0,300 0,008 2,7

0,234 Utile netto per azione (a) (€) 0,170 0,150 (0,020) (11,8)

(a) Calcolato con riferimento al numero medio di azioni in circolazione nel periodo.

12



PRInCIPAlI DATI OPERATIVI


2011 2011 2012 Var. ass. Var. %

Trasporto di gas naturale (a)

78,30Gas Naturale immesso nella Rete Nazionale Gasdotti (miliardi di metri cubi) (b)

41,91 40,88 (1,03) (2,5)

32.010 Rete dei gasdotti (chilometri in esercizio) 31.716 32.108 392 1,2

Rigassificazione di Gas Naturale Liquefatto (GNL) (a)

1,89 Rigassificazione di GNL (miliardi di metri cubi) 1,00 0,79 (0,21) (21,0)

Stoccaggio di gas naturale (a)

10,0 Capacità disponibile di stoccaggio conferita (miliardi di metri cubi) (c) 10,0 10,7 0,7 7,0

15,31 Gas naturale movimentato in stoccaggio (miliardi di metri cubi) 8,37 9,67 1,30 15,5

Distribuzione di gas naturale

5,897 Contatori attivi (milioni) 5,873 5,907 0,034 0,6

1.449 Concessioni per la distribuzione di gas (numero) 1.450 1.449 (1) (0,1)

50.301 Rete di distribuzione (chilometri) 50.422 50.500 78 0,2

6.112 Dipendenti in servizio a fine anno (numero) (d) 6.017 6.056 39 0,6

di cui settori di attività:

2.755 - Trasporto (e) 2.587 1.979 (608) (23,5)

74 - Rigassificazione 69 75 6 8,7

278 - Stoccaggio 283 295 12 4,2

3.005 - Distribuzione 3.078 3.037 (41) (1,3)

- Corporate (e) 670 670

(a) I volumi di gas sono espressi in Standard metri cubi (Smc) con Potere Calorifico Superiore (PCS) medio pari a 38,1, e 38,9 MJ/Smc rispettivamente per l’attività di trasporto e rigassificazione, e stoccaggio di gas naturale.

(b) I dati relativi al primo semestre 2012 sono aggiornati alla data del 3 luglio 2012. I dati relativi al 2011 sono stati allineati a quelli del Bilancio della Rete Nazionale di Trasporto.

(c) Capacità di working gas per i servizi di modulazione, minerario e bilanciamento. La capacità disponibile è quella dichiarata all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas all’inizio dell’anno termico 2012-2013, ai sensi della deliberazione ARG/gas 119/10.

(d) Società consolidate integralmente.

(e) I dati relativi al 2011 per il settore di attività “Trasporto”, includono anche il personale dedicato ai servizi svolti centralmente dalla Capogruppo, in coerenza con le attività svolte fino al 31 dicembre 2011 dalla ex Snam Rete Gas S.p.A. (dal 1 gennaio 2012 Snam S.p.A.). Dal 1 gennaio 2012, con l’entrata in vigore del nuovo assetto societario del gruppo Snam, le relative risorse sono attribuite al settore di attività “Corporate”, riconducibile alle attività svolte dalla capogruppo Snam S.p.A..


13 Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Principali dati

SNAM - CONFRONTO DELLE QUOTAZIONI SNAM, FTSE MIB E EURO STOXX 600 UTILITIES (31 dicembre 2011 – 30 giugno 2012)

60

70

80

90

100

110

120

0

20

40

60

80 Volume Snam FTSEMIB Eurostoxx Utilities Mln

Gen-12 Feb-12 Mar-12 Apr-12 Mag-12 Giu-12

Andamento della gestione nei settori di attività

15

Snam Relazione Intermedia sulla gestione

TRASPORTO DI GAS nATuRAlE

Premessa

In data 1 gennaio 2012 ha avuto efficacia l’operazione di conferimento del ramo d’azienda “Trasporto,

dispacciamento, telecontrollo e misura del gas naturale” da Snam S.p.A. (ex Snam Rete Gas S.p.A.) alla

Snam Rete Gas S.p.A. (ex Snam Trasporto S.p.A.), società controllata al 100%, che opera, quale Gestore

del sistema di trasporto, in continuità a partire dal 1 gennaio 2012.

Il nuovo assetto, in vigore dal 1 gennaio 2012, colloca al vertice del gruppo Snam S.p.A. che detiene il

100% del capitale sociale delle quattro società operative (Snam Rete Gas S.p.A., Gnl Italia S.p.A., Stogit

S.p.A. e Italgas S.p.A.) a cui fanno capo, rispettivamente, la gestione e lo sviluppo delle attività di trasporto,

rigassificazione, stoccaggio e distribuzione di gas naturale. Alla Snam S.p.A., sono altresì attribuiti compiti

di indirizzo strategico, direzione e coordinamento e controllo.

Si precisa che a partire dal 1 gennaio 2012, le informazioni relative alla Capogruppo Snam S.p.A. sono

allocate al settore di attività “Corporate”1. Fino al 31 dicembre 2011, le relative informazioni, non oggetto

di rappresentazione separata, erano aggregate all’interno del settore di attività “Trasporto di gas naturale”,

in coerenza con le attività svolte fino a tale data dalla Capogruppo.

PRInCIPAlI InDICATORI DI pErfOrMaNcE



1.945 Ricavi della gestione caratteristica (*) (**) 970 961 (9) (0,9)

1.867 - di cui ricavi di trasporto di gas naturale 935 954 19 2,0

387 Costi operativi (*) (**) 176 198 22 12,5

1.137 Utile operativo 588 589 1 0,2

892 Investimenti tecnici 369 301 (68) (18,4)

709 - di cui incentivati 296 253 (43) (14,5)

183 - di cui non incentivati 73 48 (25) (34,2)

78,30 Gas naturale immesso nella Rete Nazionale Gasdotti (miliardi di metri cubi) 41,91 40,88 (1,03) (2,5)

32.010 Rete dei gasdotti (chilometri in esercizio) 31.716 32.108 392 1,2

9.080 - di cui Rete Nazionale 8.895 9.158 263 3,0

22.930 - di cui Rete Regionale 22.821 22.950 129 0,6

(*) Prima delle elisioni di consolidamento.

(**) I dati del primo semestre 2011 includono: (i) i ricavi derivanti dal riaddebito, alle Società controllate, dei costi sostenuti per la prestazione di servizi svolti centralmente dalla Capogruppo (27 milioni di euro); (ii) i proventi derivanti dall’affitto e dalla manutenzione dei cavi di telecomunicazione in fibra ottica (5 milioni di euro). A partire dal 1 gennaio 2012, in coerenza con il nuovo assetto societario del gruppo Snam, i costi ed i ricavi derivanti dalla gestione delle attività sono attribuiti al settore di attività Corporate.

Risultati economici

I ricavi di trasporto di gas naturale di 954 milioni di euro aumentano di 19 milioni di euro, pari al 2,0%,

rispetto al primo semestre 2011. L’aumento è dovuto principalmente al contributo degli investimenti

effettuati nel 2010 (+46 milioni di euro) i cui effetti sono stati in parte assorbiti dall’aggiornamento

tariffario (-24 milioni di euro) e dai minori volumi di gas naturale trasportati (-3 milioni di euro).

1 Ai sensi dell’IFRS 8 “Settori operativi”, il settore Corporate non rappresenta un settore operativo. Pertanto, i settori operativi oggetto di informativa separata sono i medesimi del primo semestre 2011 (Trasporto, rigassificazione, stoccaggio e distribuzione di gas naturale).

Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Trasporto di gas naturale

16


L’utile operativo2 di 589 milioni di euro risulta sostanzialmente in linea con il primo semestre 2011

(588 milioni di euro). I maggiori ricavi di trasporto (+19 milioni di euro) sono stati assorbiti dai maggiori

ammortamenti (-10 milioni di euro), dovuti principalmente all’entrata in esercizio di nuove infrastrutture,

e dalla riduzione degli altri ricavi e proventi (-4 milioni di euro). L’utile operativo risente altresì dei minori

ricavi derivanti dall’affitto e dalla manutenzione dei cavi di telecomunicazione in fibra ottica (-5 milioni di

euro), attività rimasta nel perimetro di Snam S.p.A.

Andamento operativo

InVESTIMEnTI TECnICI


2011 (*) (milioni di €) 2011 (*) 2012 Var. ass. Var. %

601 Sviluppo 260 202 (58) (22,3)

356 Investimenti con incentivo del 3% 212 160 (52) (24,5)

245 Investimenti con incentivo del 2% 48 42 (6) (12,5)

291 Mantenimento e altro 109 99 (10) (9,2)

108 Investimenti con incentivo dell'1% 36 51 15 41,7

183 Investimenti non incentivati 73 48 (25) (34,2)

892 369 301 (68) (18,4)

(*) Alcuni progetti appartenenti precedentemente a categorie di investimenti con incentivo del 2%, sono stati classificati come investimenti con incentivo del 3%. Coerentemente, i corrispondenti valori relativi al 2011 sono stati riclassificati.

Gli investimenti tecnici del primo semestre 2012 ammontano a 301 milioni di euro, in riduzione di

68 milioni di euro, pari al 18,4%, rispetto al primo semestre 2011. Gli investimenti sono stati classificati

in coerenza con la deliberazione ARG/gas 184/09 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, che ha individuato

differenti categorie di progetti cui è associato un diverso livello di incentivo. Gli investimenti che beneficiano di

una remunerazione incentivata sono pari all’84% del totale. La suddivisione per categorie degli investimenti

2011 e 2012 sarà sottoposta all’Autorità in sede di approvazione delle proposte tariffarie per gli anni 2013

e 2014. Si precisa che, relativamente all’anno 2014, la suddivisione potrà differire da quella del periodo di

regolazione in corso, che terminerà il 31 dicembre 2013.

I principali investimenti per i quali è previsto un incentivo del 3% (160 milioni di euro) hanno riguardato:

• nell’ambito dell’iniziativa di potenziamento delle infrastrutture di trasporto in Valle Padana (82 milioni

di euro) i materiali del metanodotto Zimella-Cervignano, in Veneto-Lombardia ed il proseguimento dei

lavori di costruzione del metanodotto Poggio Renatico-Cremona, in Emilia Romagna-Lombardia;

• nell’ambito dell’iniziativa di potenziamento delle infrastrutture di importazione in Sicilia e Calabria

(25 milioni di euro): (i) i materiali e i lavori di revamping della centrale di Enna, in Sicilia; (ii) il proseguimento

dei lavori di costruzione e della consegna dei materiali per il potenziamento della centrale di Montesano, in

Campania; (iii) i lavori complementari sui tratti già in esercizio ed i lavori di costruzione del tratto in galleria

del metanodotto Montalbano-Messina, in Sicilia;

• nell’ambito del progetto di allacciamento del terminale di rigassificazione Offshore LNG Toscana (OLT)

di Livorno (15 milioni di euro) i lavori per la realizzazione di una infrastruttura di collegamento con

l’impianto situato al largo della costa Toscana;

2 L’utile operativo è analizzato isolando i soli elementi che hanno determinato una sua variazione, in quanto l’applicazione della normativa tariffaria del settore del gas genera componenti di ricavo che trovano corrispondenza nei costi: modulazione, interconnessione e bilanciamento. In particolare, i ricavi derivanti dall’attività di bilanciamento (46 milioni di euro), operativa dal 1 dicembre 2011 ai sensi della deliberazione ARG/gas 45/11 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, si riferiscono a cessioni di gas naturale effettuate ai fini del bilanciamento del sistema gas. Tali ricavi trovano corrispondenza nei costi operativi connessi ai prelievi di magazzino.


17

• nell’ambito dell’iniziativa della nuova infrastruttura di trasporto sul versante Adriatico (13 milioni

di euro) il proseguimento dei lavori di costruzione della linea principale del metanodotto Massafra-

Biccari, in Puglia-Basilicata;

• il metanodotto Palaia-Collesalvetti (13 milioni di euro), in Toscana, per il proseguimento dei lavori di

costruzione.

I principali investimenti per i quali è previsto un incentivo del 2% (42 milioni di euro) hanno riguardato

numerose opere finalizzate al potenziamento della rete regionale e nazionale ed al collegamento di nuovi

punti di riconsegna, tra cui si segnalano:

• nell’ambito dell’iniziativa di metanizzazione della Regione Calabria (6 milioni di euro) i lavori di

costruzione relativi a metanodotti ed allacciamenti connessi;

• il completamento dei lavori di costruzione del metanodotto di collegamento dell’impianto di

stoccaggio Edison Stoccaggio di Collalto (6 milioni di euro), in Veneto.

Gli investimenti per i quali è previsto un incentivo dell’1% (51 milioni di euro) hanno riguardato

numerose opere volte al mantenimento dei livelli di sicurezza e qualità degli impianti.

GAS nATuRAlE IMMESSO nEllA RETE GASDOTTI


2011 (miliardi di m3) 2011 2012 Var. ass. Var. %

8,03 Produzione nazionale 3,85 4,11 0,26 6,8

70,27 Importazioni (Punti di entrata) 38,06 36,77 (1,29) (3,4)

26,45 Tarvisio 13,71 11,58 (2,13) (15,5)

21,55 Mazara del Vallo 13,25 12,42 (0,83) (6,3)

10,86 Passo Gries 4,82 5,29 0,47 9,8

7,02 Cavarzere (GNL) 3,85 3,41 (0,44) (11,4)

2,34 Gela 1,34 3,17 1,83

1,89 Panigaglia (GNL) 1,00 0,79 (0,21) (21,0)

0,16 Gorizia 0,09 0,11 0,02 22,2

78,30 41,91 40,88 (1,03) (2,5)

Il gas naturale immesso nella Rete nazionale Gasdotti nel primo semestre 2012 ammonta a

40,88 miliardi di metri cubi, in riduzione di 1,03 miliardi di metri cubi, pari al 2,5%, rispetto al primo

semestre 2011. La riduzione è dovuta alla minore domanda di gas naturale in Italia (-2,3%), riconducibile

essenzialmente ai minori consumi del settore termoelettrico (-12,3%), in parte assorbiti dall’incremento

della domanda del settore residenziale e terziario (+3,9%) per effetto delle temperature più rigide.

Il gas naturale immesso nella Rete Nazionale dai campi di produzione nazionale o dai loro centri di

raccolta e trattamento è stato pari a 4,11 miliardi di metri cubi, in aumento di 0,26 miliardi di metri cubi,

pari al 6,8%, rispetto al primo semestre 2011.

Con riferimento alle importazioni per punto di entrata, che registrano una riduzione di 1,29 miliardi di

metri cubi, pari al -3,4%, rispetto al primo semestre 2011, si evidenziano minori volumi immessi dai

punti di entrata di Tarvisio (-2,13 miliardi di metri cubi; -15,5%), a seguito del calo delle importazioni

di gas proveniente dalla Russia, di Mazara del Vallo (-0,83 miliardi di metri cubi; -6,3%) e dei terminali

di rigassificazione di Cavarzere e Panigaglia (rispettivamente -0,44 e -0,21 miliardi di metri cubi), cui

fa fronte un aumento delle importazioni dal punto di entrata di Gela (+1,83 miliardi di metri cubi),

penalizzato, nel primo semestre del 2011, dagli effetti della crisi libica, e di Passo Gries (+0,47 miliardi di

metri cubi; +9,8%).



18

RIGASSIFICAZIOnE DI GAS nATuRAlE lIquEFATTO (Gnl)




34 Ricavi della gestione caratteristica (*) (**) 17 17

23 - di cui ricavi di rigassificazione di GNL 12 11 (1) (8,3)

23 Costi operativi (**) 12 14 2 16,7

7 Utile operativo (EBIT) 4 2 (2) (50,0)

3 Investimenti tecnici 1 (1) (100,0)

1,89 Volumi di GNL rigassificati (miliardi di metri cubi) 1,00 0,79 (0,21) (21,0)

50 Discariche di navi metaniere (numero) 25 23 (2) (8,0)

(*) I ricavi della gestione caratteristica includono il riaddebito ai Clienti degli oneri relativi al servizio di trasporto di gas naturale, fornito da Snam Rete Gas S.p.A.. Ai fini del bilancio consolidato tali ricavi sono elisi, unitamente ai costi del trasporto, in capo a GNL Italia S.p.A al fine di rappresentare la sostanza dell’operazione.

(**) Prima delle elisioni di consolidamento.

Risultati economici

I ricavi di rigassificazione di Gnl ammontano a 11 milioni di euro, in riduzione di 1 milione di euro

rispetto al primo semestre del 2011, e riguardano i corrispettivi di capacità3 (10 milioni di euro) e i

corrispettivi variabili correlati ai volumi rigassificati (1 milione di euro).

L’utile operativo ammonta a 2 milioni di euro, in riduzione di 2 milioni di euro, pari al 50,0%, rispetto al

primo semestre 2011. La riduzione è dovuta ai minori ricavi di rigassificazione e ai maggiori costi operativi.

Andamento operativo

Volumi di Gnl rigassificati

Nel corso del primo semestre 2012 il terminale GNL di Panigaglia (SP) ha rigassificato 0,79 miliardi

di metri cubi di gas naturale (1,00 miliardo di metri cubi nel primo semestre 2011), effettuando 23

discariche da navi metaniere di vario tipo (25 nel primo semestre 2011).

Regolamentazione

Deliberazione 237/2012/R/gas – “Proroga dei criteri per la determinazione delle tariffe di rigassificazione

per il periodo transitorio ottobre 2012 - dicembre 2013”.

Con tale deliberazione, pubblicata in data 8 giugno 2012, l’Autorità ha prorogato gli attuali criteri tariffari

del servizio di rigassificazione per il periodo transitorio 1 ottobre 2012 – 31 dicembre 2013 prevedendo,

in particolare, l’aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito riconosciuto, dal 7,6%

al 8,2% in termini reali pre – tasse, sulla base dei medesimi parametri applicati al settore elettrico per il

quarto periodo di regolazione.

3 I corrispettivi di capacità includono i ricavi correlati all’impegno di rigassificazione del volume annuo di GNL e una quota di ricavo relativa all’attività di ricezione e scarico delle navi metaniere.

Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Rigassificazione di Gas Naturale Liquefatto (GNL)


19


STOCCAGGIO DI GAS nATuRAlE

Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Stoccaggio di Gas naturale




372 Ricavi della gestione caratteristica (*) 192 220 28 14,6

372 - di cui ricavi di stoccaggio di gas naturale 192 220 28 14,6

64 Costi operativi (*) 29 30 1 3,4

255 Utile operativo (EBIT) 139 159 20 14,4


10 Concessioni (numero) 10 10

8 - di cui operative (**) 8 8

15,31 Gas naturale movimentato in stoccaggio (miliardi di metri cubi) 8,37 9,67 1,30 15,5

7,78 - di cui iniezione 4,05 4,74 0,69 17,0

7,53 - di cui erogazione 4,32 4,93 0,61 14,1

10,0 Capacità disponibile di stoccaggio (miliardi di metri cubi) (***) 10,0 11,2 1,2 12,0


(**) Con capacità di working gas per i servizi di modulazione.

(***) Capacità di working gas per i servizi di modulazione, minerario e bilanciamento. Il valore indicato rappresenta la massima capacità disponibile e può non coincidere con il massimo riempimento conseguito.

Risultati economici

I ricavi di stoccaggio di gas naturale ammontano a 220 milioni di euro4, in aumento di 28 milioni di

euro (+14,6%) rispetto al primo semestre 2011. L’aumento è dovuto principalmente al contributo degli

investimenti effettuati nel 2010 (+15 milioni di euro). I ricavi di stoccaggio si riferiscono allo stoccaggio

di modulazione (184 milioni di euro; +15,7%) e allo stoccaggio strategico (31 milioni di euro; -6,1 %).

L’utile operativo conseguito nel primo semestre 2012 ammonta a 159 milioni di euro, in aumento

di 20 milioni di euro, pari al 14,4%, rispetto al corrispondente periodo del 2011. L’aumento è dovuto

principalmente ai maggiori ricavi di stoccaggio (+27 milioni di euro, al netto dei ricavi che trovano

contropartita nei costi), unitamente al controllo dei costi di gestione. Tali fattori sono stati in parte

compensati dall’incremento degli ammortamenti di periodo a seguito all’entrata in esercizio di nuove

infrastrutture (-6 milioni di euro).

4 Includono i corrispettivi ricevuti da Eni ad integrazione dei ricavi di stoccaggio relativi all’anno termico 1 aprile 2011 - 31 marzo 2012 (5 milioni di euro) a fronte dell’accordo sottoscritto tra Eni e Stogit relativo alle attività connesse al D.Lgs 130/2010.

20


Andamento operativo


5 Il Cushion gas è il quantitativo minimo indispensabile di gas presente o inserito nei giacimenti in fase di stoccaggio, che ha la funzione di consentire l’erogazione dei restanti volumi di gas senza pregiudicare nel tempo le caratteristiche minerarie dei giacimenti stessi.




193 Sviluppo di nuovi campi (con incentivo del 4% per 16 anni) 97 27 (70) (72,2)

65 Potenziamento di capacità (con incentivo del 4% per 8 anni) 21 27 6 28,6

38 Mantenimento e altro 13 9 (4) (30,8)

296 131 63 (68) (51,9)

Gli investimenti tecnici del primo semestre 2012 ammontano a 63 milioni di euro, in diminuzione di 68

milioni di euro, pari al 51,9%, rispetto al primo semestre 2011.

Gli investimenti sono stati classificati in coerenza con la deliberazione ARG/gas 119/10 dell’Autorità per

l’Energia Elettrica e il Gas, che ha individuato differenti categorie di progetti cui è associato un diverso

livello di incentivo.

L’85,7% degli investimenti è previsto beneficino di una remunerazione incentivata. La suddivisione per

categorie degli investimenti 2011 e 2012 sarà sottoposta all’Autorità in sede di approvazione delle

proposte tariffarie rispettivamente per l’anno 2013 e 2014.

Gli investimenti per i quali è previsto un incentivo del 4% per sedici anni (27 milioni di euro) sono

relativi alle attività di sviluppo in corso nel campo di stoccaggio di Bordolano, nonché nel campo di Fiume

Treste, principalmente per l’iniezione del Cushion Gas5.

Gli investimenti per i quali è previsto un incentivo del 4% per otto anni (27 milioni di euro) si riferiscono

alle attività in corso relative a progetti di sovrappressione, principalmente nei campi di stoccaggio di

Sabbioncello, Minerbio e Settala.

Gas naturale movimentato in stoccaggio

Il gas naturale movimentato nel sistema di stoccaggio nel primo semestre 2012 è pari a 9,67 miliardi

di metri cubi, in aumento di 1,30 miliardi di metri cubi, pari al 15,5%, rispetto allo stesso periodo

dell’anno precedente. L’incremento è principalmente attribuibile alle maggiori erogazioni da stoccaggio

(0,61 miliardi di metri cubi; +4,7%), riconducibili all’emergenza climatica verificatasi nel primo trimestre

2012, e alla conseguente maggiore iniezione (+0,69 miliardi di metri cubi; +17,0%) per la ricostituzione

degli stoccaggi.

La capacità complessiva di stoccaggio al 30 giugno 2012, comprensiva dello stoccaggio strategico, è pari

a 15,7 miliardi di metri cubi (+0,7 miliardi di metri cubi; +4,7%), di cui 10,7 miliardi di metri cubi relativi

alla capacità disponibile conferita (10 miliardi di metri cubi nell’anno termico 2011-2012), 4,5 miliardi di

metri cubi relativi allo stoccaggio strategico (5 miliardi di metri cubi nell’anno termico 2011-2012) e 0,5

miliardi di metri cubi relativi alla capacità resasi disponibile dalla riduzione dello stoccaggio strategico.

Tale capacità verrà conferita, come disposto dal D.Lgs. 1 giugno 2011, n. 93, con modalità da definirsi

con Decreto ministeriale, non ancora emanato, assegnandola “alle imprese di servizi integrati di trasporto

a mezzo gasdotti esteri e di rigassificazione con stoccaggio di gas naturale, finalizzati a consentire il loro

approvvigionamento diretto di gas naturale dall’estero”.

21


Regolamentazione

Deliberazione 185/2012/R/GAS - “Meccanismo di conguaglio dei costi di ripristino dei siti di stoccaggio

e modifiche dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas 3 agosto 2010,

ARG/gas 119/10”.

Con tale deliberazione, pubblicata in data 10 maggio 2012, l’Autorità ha definito un meccanismo di

conguaglio delle eventuali differenze risultanti tra l’ammontare complessivo del fondo di ripristino

riconosciuto all’impresa di stoccaggio e i costi effettivamente sostenuti per l’attività di ripristino dei siti

di stoccaggio.


22


Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Distribuzione di Gas Naturale

DISTRIBuZIOnE DI GAS nATuRAlE




1.297 Ricavi della gestione caratteristica (*) 614 619 5 0,8

1.263 - di cui ricavi di distribuzione del gas naturale 598 601 3 0,5

937 Ricavi della gestione caratteristica al netto degli effetti dell’IFRIC 12 446 472 26 5,8

903 - di cui ricavi di distribuzione del gas naturale 430 454 24 5,6

633 Costi operativi (*) 296 296

273 Costi operativi al netto degli effetti dell'IFRIC 12 128 149 21 16,4

559 Utile operativo (EBIT) 255 259 4 1,6


3.589 Capitale investito netto a fine periodo 3.497 3.707 210 6,0

7.450 Distribuzione gas (milioni di metri cubi) 4.418 4.547 129 2,9

50.301 Rete di distribuzione (chilometri) 50.422 50.500 78 0,2

5,897 Contatori attivi (milioni) 5,873 5,907 0,034 0,6


Risultati economici

I ricavi di distribuzione del gas naturale del primo semestre 2012 ammontano a 601 milioni di euro, in

lieve aumento (+3 milioni di euro; +0,5%) rispetto al primo semestre 2011. Escludendo i ricavi derivanti

dall’applicazione dell’IFRIC 12, i ricavi di distribuzione registrano un aumento di 24 milioni di euro, pari al

5,6%. L’aumento è attribuibile principalmente: (i) all’aggiornamento tariffario (+14 milioni di euro); (ii)

all’applicazione del meccanismo di gradualità (+10 milioni di euro), introdotto dall’Autorità per l’Energia

Elettrica e il Gas con deliberazione n. 79/096.

L’utile operativo conseguito nel primo semestre 2012 ammonta a 259 milioni di euro, in aumento di 4

milioni di euro, pari all’1,6%, rispetto al primo semestre 2011. L’aumento è dovuto essenzialmente: (i) ai

maggiori ricavi di distribuzione di gas naturale (+24 milioni di euro); (ii) all’incremento degli altri ricavi

e proventi (+13 milioni di euro) a seguito principalmente della cessione di impianti trasferiti ai comuni

concedenti l’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale; (iii) ai maggiori proventi da prestazioni

tecniche di ditribuzione (+4 milioni di euro) derivanti essenzialmente dal riconoscimento dei costi relativi

alle letture di switch7. Tali effetti sono stati in parte compensati: (i) dall’incremento dei costi operativi (-21

milioni di euro) attribuibile principalmente ai maggiori accantonamenti a fondi rischi e oneri (-6 milioni di

euro) e ai maggiori oneri netti derivanti dalla gestione dei Titoli di Efficienza Energetica (-5 milioni di euro);

(ii) dall’incremento degli ammortamenti e svalutazioni (-14 milioni di euro), riconducibile all’entrata in

esercizio di nuove infrastrutture (-6 milioni di euro), e ai ripristini di valore, operati nel primo semestre 2011,

su alcuni asset oggetto di svalutazione nel corso del 2010 (-8 milioni di euro).

6 In particolare, l’Autorità con tale deliberazione, che ha modificato i criteri tariffari in vigore con la precedente delibera n. 159/08, ha previsto l’introduzione, nel nuovo periodo regolatorio, di un aumento graduale delle tariffe per le componenti tariffarie a copertura degli ammortamenti, che si è aggiunto a quello già previsto per la remunerazione del capitale investito.

7 La deliberazione ARG/gas 159/08 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha previsto l’introduzione di uno specifico meccanismo di perequazione dei costi di misura, che consenta alle imprese l’equilibrio economico-finanziario, in relazione al fatto che l’effettuazione delle letture di switch viene assicurata obbligatoriamente e gratuitamente.

23



Andamento operativo




215 Distribuzione 102 109 7 6,9

171 Sviluppo e mantenimento Rete 79 85 6 7,6

44 Sostituzione di tubazioni in ghisa (incentivo del 2%) 23 24 1 4,3

144 Misura (remunerazione dell'8%) 66 38 (28) (42,4)

35 Altri investimenti 12 10 (2) (16,7)

394 180 157 (23) (12,8)

Gli investimenti tecnici del primo semestre 2012 sono stati pari a 157 milioni di euro, in diminuzione

di 23 milioni di euro, pari al 12,8%, rispetto al primo semestre 2011.

Gli investimenti di distribuzione (109 milioni di euro) hanno riguardato principalmente il rinnovo

delle tratte di tubazione obsolete, anche attraverso la sostituzione di tubazioni in ghisa, le estensioni e i

potenziamenti della rete di distribuzione.

Gli investimenti di misura (38 milioni di euro) hanno riguardato principalmente il progetto telelettura

e il piano di sostituzione di contatori.

Gli altri investimenti (10 milioni di euro) sono relativi principalmente ad investimenti informatici,

immobiliari e relativi agli automezzi.

In aggiunta agli investimenti tecnici, nel corso del primo semestre 2012, sono stati acquistati rami

d’azienda per un corrispettivo pari complessivamente a 31 milioni di euro. Tali rami si riferiscono

principalmente a infrastrutture di distribuzione del gas nei comuni di Cernusco sul Naviglio e Sulmona.

Rete di distribuzione

La rete di distribuzione gas al 30 giugno 2012 si estende per 50.500 chilometri (50.301 chilometri al 31

dicembre 2011). La variazione rispetto al 31 dicembre 2011 (+199 chilometri) è attribuibile:

• alla cessione ad altro operatore degli impianti del comune di Rieti in parte assorbita dall’avvio della

gestione del servizio di distribuzione gas nel comune di Cernusco sul Naviglio (MI);

• alla costruzione di nuove reti;

• alle estensioni delle reti realizzate a fronte di impegni derivanti dai contratti di concessione;

• alle richieste di accesso al servizio dei clienti finali (famiglie, imprese, ecc.).

Distribuzione gas

Nel primo semestre 2012 sono stati distribuiti 4.547 milioni di metri cubi di gas, in aumento di 129 milioni di

metri cubi, pari al 2,9% rispetto allo stesso periodo del 2011. Al 30 giugno 2012 Snam risulta concessionaria del

servizio di distribuzione del gas in 1.449 comuni (invariati rispetto al 31 dicembre 2011), di cui 1.338 con rete

in esercizio e 111 con rete da completare e/o da realizzare, con un numero di contatori attivi collocati presso

i punti di riconsegna del gas ai clienti finali (famiglie, imprese, ecc.) pari a 5,907 milioni di unità (5,897 al 31

dicembre 2011). Si segnala, inoltre, che il 29 giugno 2012 è stato siglato il verbale di consegna degli impianti

di 14 comuni della provincia di Udine a favore della Comunità Collinare del Friuli, con decorrenza 1 luglio 2012.

Concessione di distribuzione nel Comune di Roma Capitale

Italgas gestisce l’attività di distribuzione nel comune di Roma Capitale la cui concessione è scaduta il 31

dicembre 2009.

24


In data 26 settembre 2011, è stato pubblicato il bando di gara per l’affidamento del servizio di distribuzione

gas naturale nel territorio di Roma Capitale.

Italgas, in data 23 marzo 2012, ha presentato la propria offerta per l’aggiudicazione del servizio di

distribuzione nel territorio comunale di Roma Capitale e le relative buste sono state aperte e processate

in seduta pubblica, nella giornata di lunedì 26 marzo 2012. Italgas è risultata l’unica offerente.

All’esito degli adempimenti procedurali svolti, Italgas è stata convocata dal Comune di Roma Capitale

per il giorno 18 luglio 2012 alla seduta pubblica nel cui ambito è stata data lettura delle risultanze della

valutazione effettuata dalla Commissione giudicatrice relativamente all’offerta tecnica presentata dalla

Società e si è proceduto all’apertura della busta contenente l’offerta economica, nonché alla stesura della

relativa graduatoria.

In corso di seduta, la Commissione giudicatrice ha dichiarato che:

- all’esito della disamina della documentazione a corredo dell’offerta tecnica, Italgas ha ottenuto il

punteggio massimo fissato dal bando di gara;

- l’offerta economica è risultata allineata rispetto ai requisiti fissati dal bando di gara.

Sulla base di tali premesse, la Commissione giudicatrice ha dichiarato l’aggiudicazione provvisoria della

gara in favore di Italgas, di cui la Società è in attesa di ricevere il relativo provvedimento.

Regolamentazione

Deliberazione 2 febbraio 28/2012/R/gas – “Revisione e adeguamento della regolazione tariffaria del servizio

di misura sulle reti di distribuzione del gas naturale e delle direttive di messa in servizio di gruppi di misura gas,

di cui alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 22 ottobre 2008, ARG/gas 155/08”.

Con tale deliberazione, pubblicata in data 3 febbraio 2012, così come integrata e modificata dalla

deliberazione 18 maggio 193/2012/R/gas (“Modifiche urgenti alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia

Elettrica e il Gas 2 febbraio 2012, 28/2012/R/gas e avvio di procedimento per la revisione delle disposizioni

in materia di costi standard per la messa in servizio di misuratori gas”, pubblicata in data 18 maggio 2012)

e dalla deliberazione 14 giugno 246/2012/R/gas (“Modifiche alla deliberazione dell’Autorità per l’energia

elettrica e il gas 2 febbraio 2012, 28/2012/R/gas, ai sensi del procedimento avviato con la deliberazione

dell’Autorità 193/2012/R/gas, per la revisione delle disposizioni in materia di costi standard dei misuratori

gas nell’ambito della distribuzione”, pubblicata in data 15 giugno 2012), l’Autorità ha rivisto ed adeguato la

regolamentazione tariffaria del servizio di misura per gli anni 2013-2016 e modificato gli obblighi previsti

dalla deliberazione ARG/gas 155/08 per l’introduzione della telelettura/telegestione dei misuratori gas.

L’Autorità ha introdotto le disposizioni per la determinazione delle tariffe del servizio di misura effettuato

con sistemi di smart metering, per gli anni 2013-2016.

I nuovi investimenti relativi a gruppi di misura elettronici di località saranno valutati sulla base di una

valorizzazione a costi standard, integrata da un meccanismo incentivante di “profit” e “loss sharing”, per

intercettare eventuali scostamenti dei costi effettivamente sostenuti dagli operatori.

Inoltre, a partire dall’anno 2013:

• la componente tariffaria a copertura dei costi operativi per l’installazione e la manutenzione dei gruppi

di misura sarà differenziata tramite la definizione di una componente tariffaria parametrica a copertura

degli extra costi connessi con l’estensione degli obblighi di verifica dei convertitori e di una componente

tariffaria base da applicare a tutti i punti di riconsegna;

• i costi relativi ai sistemi di telelettura/telegestione saranno coperti da due diverse componenti della

tariffa di riferimento, rispettivamente a copertura dei costi centralizzati per il sistema di telelettura/

telegestione e a copertura dei costi dei concentratori;

• la copertura degli ammortamenti residui sarà riconosciuta in caso di dismissione anticipata dei

misuratori, compiuta in adempimento solo di disposizioni dell’Autorità, e non nei casi in cui sia

conseguenza di una libera scelta dell’impresa, ovvero sia dovuta alla limitazione di validità temporale

del bollo metrico, ai sensi dell’articolo 30, comma 21, della Legge “Sviluppo” 23 luglio 2009, n. 99.


25


Sentenza 2521/2012 del Consiglio di Stato

Con Sentenza n. 2521/2012 il Consiglio di Stato si è pronunciato definitivamente sul ricorso presentato

dall’Autorità e da alcuni esercenti avverso le sentenze del TAR Lombardia con le quali erano stati censurati

alcuni punti dell’RTDG - Regolazione Tariffaria Distribuzione Gas (Allegato A della Delibera n. 159/08).

In relazione ai punti oggetto di censura da parte del TAR Lombardia, la sentenza ha in sintesi confermato:

• l’illegittimità dell’applicazione del principio di gradualità per l’aggiornamento del capitale investito

netto sulla base di un criterio applicato a livello nazionale;

• l’illegittimità della costanza del valore del recupero di produttività (X-factor) nel corso del periodo di

regolazione.

Al fine di ottemperare alla tale sentenza del Consiglio di Stato l’Autorità:

• con la Delibera 14 giugno 2012 247/2012/R/gas ha avviato un procedimento finalizzato all’adozione

di modifiche alla regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di

regolazione 2009-2012;

• con il Documento di consultazione 248/2012/R/gas del 14 giugno 2012 ha illustrato i propri

orientamenti per la definizione delle modalità per la determinazione del tasso di recupero programmato

di produttività (X-factor), da applicare nel periodo di regolazione 2009-2012. L’Autorità ha inoltre

precisato che procederà a rideterminare le tariffe di riferimento per gli anni 2009 e 2010; le tariffe per

gli anni 2011 e 2012 saranno invece definite entro ottobre, in tempo utile per la determinazione dei

saldi di perequazione 2011.

Decreto legge 22 giugno 2012, n. 83 - Misure urgenti per la crescita del Paese

Nella Gazzetta Ufficiale del 26 giugno 2012 è stato pubblicato il Decreto Legge 22 giugno 2012, n.

83 recante “Misure urgenti per la crescita del Paese” che all’articolo 37 “Disciplina delle gare per la

distribuzione di gas naturale” chiarisce i soggetti ammessi alle gare per ambito territoriale. In particolare,

dispone che i soggetti già titolari degli affidamenti o delle concessioni di distribuzione del gas possono

partecipare alle prime gare per ambiti territoriali, successive al periodo transitorio, su tutto il territorio

nazionale e senza limitazioni territoriali. È consentita, inoltre, anche la partecipazione dei soggetti

affidatari diretti di soli servizi pubblici locali “diversi” dalla distribuzione del gas naturale.


Commento ai risultati economico - finanziari

27 Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Commento ai risultati economico-finanziari


COnTO ECOnOMICO




66 Altri ricavi e proventi 18 72 54

3.605 Ricavi totali 1.762 1.863 101 5,7

3.245 Ricavi totali al netto degli effetti dell'IFRIC 12 (*) 1.594 1.716 122 7,7

(993) Costi operativi (462) (505) (43) 9,3

(633) Costi operativi al netto degli effetti dell'IFRIC 12 (*) (294) (358) (64) 21,8

2.612 Margine operativo lordo (EBITDA) 1.300 1.358 58 4,5

(654) Ammortamenti e svalutazioni (314) (345) (31) 9,9

1.958 utile operativo (EBIT) 986 1.013 27 2,7

(313) Oneri finanziari netti (145) (167) (22) 15,2

51 Proventi (oneri) su partecipazioni 28 24 (4) (14,3)

1.696 utile prima delle imposte 869 870 1 0,1

(906) Imposte sul reddito (293) (362) (69) 23,5

790 utile netto (**) 576 508 (68) (11,8)

978 utile netto adjusted 576 508 (68) (11,8)

(*) L’applicazione del principio contabile internazionale IFRIC 12 “Accordi per servizi in concessione”, in vigore dal 1 gennaio 2010, non ha determinato alcun effetto sui risultati consolidati, salvo l’iscrizione, in pari misura, dei ricavi e dei costi relativi alla costruzione e al potenziamento delle infrastrutture di distribuzione (168 e 147 milioni di euro, rispettivamente nel primo semestre 2011 e nel primo semestre 2012).

(**) L’utile netto è di competenza di Snam.

utile netto

L’utile netto conseguito nel primo semestre 2012 ammonta a 508 milioni di euro, in riduzione di 68

milioni di euro, pari all’11,8%, rispetto al primo semestre 2011. La riduzione è dovuta all’aumento delle

imposte sul reddito (-69 milioni di euro) a seguito dei maggiori oneri fiscali derivanti dall’applicazione

dell’addizionale IRES (c.d. Robin Hood Tax, in vigore dal 13 agosto 2011) ai settori di attività trasporto e

distribuzione di gas naturale (-76 milioni di euro, di cui 81 milioni di euro di maggiori imposte correnti e 5

milioni di euro di minori imposte differite). Sulla riduzione hanno inoltre inciso i maggiori oneri finanziari

netti (-22 milioni di euro) a seguito principalmente dell’aumento del costo medio del debito (3,23%

rispetto al 3,0% nel primo semestre 2011) e del maggior indebitamento medio di periodo.

28Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Commento ai risultati economico-finanziari


AnAlISI DEllE VOCI DEl COnTO ECOnOMICO

Ricavi totali

I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel primo semestre 2012 (1.791 milioni di euro)

aumentano di 47 milioni di euro, pari al 2,7%, rispetto al primo semestre 2011 e di 68 milioni di euro,

pari al 4,3%, al netto degli effetti derivanti dall’applicazione dell’IFRIC 12. L’aumento è dovuto ai maggiori

ricavi regolati registrati in tutti i principali settori di attività.

I ricavi del settore di attività trasporto8 (961 milioni di euro) riguardano principalmente i corrispettivi

per il servizio di trasporto del gas naturale (954 milioni di euro), e registrano una lieve riduzione, pari a 9

milioni di euro rispetto al primo semestre 2011. I maggiori ricavi di trasporto (+19 milioni di euro) sono

stati in parte assorbiti dai minori ricavi derivanti dal riaddebito alle società del gruppo, dei costi sostenuti

per la prestazione di servizi, svolti fino al 31 dicembre 2011, da Snam Rete Gas (-29 milioni di euro). A tal

fine rileva che, a partire dal 1 gennaio 2012, con l’entrata in vigore del nuovo assetto societario di gruppo,

tali servizi sono svolti dalla capogruppo Snam e, pertanto, i ricavi e i relativi costi derivanti dalla gestione

di tali attività sono attribuiti al settore “Corporate”.

I ricavi del settore di attività rigassificazione (17 milioni di euro), invariati rispetto al primo semestre

2011, riguardano i ricavi di rigassificazione di GNL (11 milioni di euro) e il riaddebito del servizio di

trasporto fornito da Snam Rete Gas (6 milioni di euro).

I ricavi del settore di attività stoccaggio (220 milioni di euro) si riferiscono principalmente ai corrispettivi

per il servizio di stoccaggio, di cui 184 e 31 milioni di euro riferiti rispettivamente allo stoccaggio di

modulazione e allo stoccaggio strategico.

I ricavi del settore di attività distribuzione (619 milioni di euro) si riferiscono principalmente ai corrispettivi

per il servizio di distribuzione del gas naturale (454 milioni di euro) e ai ricavi conseguiti nella fase di

costruzione e potenziamento delle infrastrutture di distribuzione utilizzate per l’erogazione del servizio

(147 milioni di euro).




Settori di attività

1.945 Trasporto 970 961 (9) (0,9)

34 Rigassificazione 17 17

372 Stoccaggio 192 220 28 14,6

1.297 Distribuzione 614 619 5 0,8

360 - di cui effetti IFRIC 12 168 147 (21) (12,5)

Corporate 80 80

(109) Elisioni di consolidamento (49) (106) (57)

66 Altri ricavi e proventi 18 72 54

3.605 Ricavi totali 1.762 1.863 101 5,7

8 I ricavi della gestione caratteristica per settore di attività sono commentati prima delle elisioni di consolidamento.



Ricavi totali - attività regolate e non regolate



3.522 Ricavi attività regolate 1.730 1.827 97 5,6

1.870 Trasporto 935 1.000 65 7,0

23 Rigassificazione 12 11 (1) (8,3)

338 Stoccaggio 175 195 20 11,4

1.291 Distribuzione 608 621 13 2,1


83 Ricavi attività non regolate 32 36 4 12,5

3.605 1.762 1.863 101 5,7

9 Includono i ricavi derivanti dall’attività di bilanciamento, operativa dal 1 dicembre 2011 ai sensi della deliberazione ARG/gas 45/11 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas. I ricavi si riferiscono a cessioni di gas naturale effettuate ai fini del bilanciamento del sistema gas e trovano corrispondenza nei costi operativi connessi ai prelievi di gas da magazzino.

I ricavi delle attività regolate (1.827 milioni di euro, al netto delle elisioni di consolidamento) sono

relativi al trasporto (1.000 milioni di euro)9, alla distribuzione (621 milioni di euro), allo stoccaggio (195

milioni di euro) e alla rigassificazione (11 milioni di euro).

I ricavi delle attività non regolate (36 milioni di euro, al netto delle elisioni di consolidamento) riguardano

principalmente: (i) plusvalenze da cessione di asset (6 milioni di euro); (ii) proventi derivanti dall’affitto

e dalla manutenzione di cavi di telecomunicazone in fibra ottica (5 milioni di euro); (iii) proventi degli

investimenti immobiliari (2 milioni di euro); (iv) altri proventi diversi operativi (7 milioni di euro).

Costi operativi




387 Trasporto 176 198 22 12,5

23 Rigassificazione 12 14 2 16,7

64 Stoccaggio 29 30 1 3,4

633 Distribuzione 296 296


Corporate 75 75

(114) Elisioni di consolidamento (51) (108) (57)

993 462 505 43 9,3



Costi operativi - attività regolate e non regolate



967 Costi attività regolate 449 479 30 6,7

456 Costi fissi controllabili 216 230 14 6,5

18 Costi variabili 8 54 46

493 Altri costi 225 195 (30) (13,3)


26 Costi attività non regolate 13 26 13 100,0

993 462 505 43 9,3

I costi operativi (505 milioni di euro) aumentano di 43 milioni di euro, pari al 9,3%, rispetto al primo

semestre 2011. Al netto degli effetti dell’IFRIC 12, i costi operativi aumentano di 64 milioni di euro,

pari al 21,8%, rispetto al primo semestre 2011. L’aumento è dovuto principalmente ai costi derivanti

dall’attività di bilanciamento svolta da Snam Rete Gas S.p.A. e da maggiori accantonamenti netti ai fondi

rischi e oneri.

Il personale in servizio al 30 giugno 2012 (6.056 persone) è di seguito analizzato per settori di attività e

per qualifica professionale.


2011 (numero) 2011 2012 Var. ass. Var. %


2.755 Trasporto 2.587 1.979 (608) (23,5)

74 Rigassificazione 69 75 6 8,7

278 Stoccaggio 283 295 12 4,2

3.005 Distribuzione 3.078 3.037 (41) (1,3)

Corporate 670 670

6.112 6.017 6.056 39 0,6


2011 (numero) 2011 2012 Var. ass. Var. %

qualifica professionale

118 Dirigenti 116 115 (1) (0,9)

544 Quadri 505 551 46 9,1

3.277 Impiegati 3.186 3.250 64 2,0

2.173 Operai 2.210 2.140 (70) (3,2)

6.112 6.017 6.056 39 0,6

L’aumento del numero del personale in servizio rispetto al primo semestre 2011 di 39 unità, è dovuto

principalmente: (i) alle acquisizioni di rami d’azienda da Eni, in particolare il ramo d’azienda di proprietà Eni Adfin,

dedicato alle attività di contabilità ed amministrazione, e il ramo di azienda di proprietà di Eni, dedicato ai servizi

ICT; (ii) alle assunzioni di personale dal mercato. Tali fattori sono stati in parte assorbiti dalle uscite di personale.



Ammortamenti e svalutazioni



663 Ammortamenti 322 345 23 7,1


435 Trasporto 214 224 10 4,7

5 Rigassificazione 2 2

56 Stoccaggio 25 31 6 24,0


Corporate 1

(9) Svalutazioni (Ripristini di valore) (8) 8 (100,0)

654 314 345 31 9,9

Gli ammortamenti e svalutazioni (345 milioni di euro) si incrementano di 31 milioni di euro rispetto al

primo semestre 2011 per effetto: (i) dei maggiori ammortamenti (+23 milioni di euro) registrati in tutti

i principali settori di attività, a seguito dell’entrata in esercizio di nuove infrastrutture; (ii) dei ripristini di

valore, operati nel primo semestre 2011, su alcuni asset oggetto di svalutazione nel corso del 2010 (+8

milioni di euro).

utile operativo




1.137 Trasporto 588 589 1 0,2

7 Rigassificazione 4 2 (2) (50,0)

255 Stoccaggio 139 159 20 14,4


Corporate 4 4

1.958 986 1.013 27 2,7

L’utile operativo conseguito nel primo semestre 2012 ammonta a 1.013 milioni di euro, in aumento

di 27 milioni di euro, pari al 2,7%, rispetto al primo semestre 2011. L’incremento dell’utile operativo è

attribuibile principalmente alle perfomance realizzate dai settori di attività stoccaggio di gas naturale

(+20 milioni di euro; +14,4%) e distribuzione di gas naturale (+4 milioni di euro; +1,6%). L’utile operativo

del settore di attività trasporto di gas naturale (+1 milione di euro; +0,2%) risulta sostanzialmente in

linea rispetto a quello registrato nel primo semestre 2011.

L’analisi dell’utile operativo per settore di attività, è fornito nel capitolo “Andamento della gestione per

settore di attività” della presente Relazione.



Oneri finanziari netti



262 Oneri finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto 118 134 16 13,6

262 - Oneri su debiti finanziari a breve e lungo termine 118 134 16 13,6

69 Oneri (Proventi) su contratti derivati 40 43 3 7,5

69 - Differenziali di interesse maturati nel periodo 40 43 3 7,5

19 Altri oneri finanziari netti 7 7

12 - Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) 5 7 2 40,0

7 - Altri oneri (proventi) finanziari netti 2 (2) (100,0)

(37) Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale (20) (17) 3 (15,0)

313 145 167 22 15,2

Gli oneri finanziari netti (167 milioni di euro) aumentano di 22 milioni di euro rispetto al primo

semestre 2011 a seguito del maggior costo medio del debito, che passa dal 3,0% del primo semestre

2011 al 3,23% del primo semestre 2012, e del maggior indebitamento medio di periodo.

Nel primo semestre 2012 sono stati capitalizzati 17 milioni di euro di oneri finanziari (20 milioni di euro

nel primo semestre 2011).

Proventi su partecipazioni



45 Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 28 24 (4) (14,3)

4 Plusvalenze da cessione di partecipazioni

2 Altri proventi (oneri) netti

51 28 24 (4) (14,3)

I proventi su partecipazioni (24 milioni di euro) riguardano le quote di competenza dei risultati netti di

periodo delle imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto del settore di attività

distribuzione di gas naturale riferiti, in particolare, alle società collegate Azienda Energia e Servizi Torino

S.p.A (15 milioni di euro; 16 milioni di euro nel primo semestre 2011) e Toscana Energia S.p.A (8 milioni

di euro; 10 milioni di euro nel primo semestre 2011).



Imposte sul reddito



786 Imposte correnti 368 395 27 7,3

(Imposte anticipate) differite

(79) Imposte differite (30) (37) (7) 23,3

11 Imposte anticipate (45) 4 49

(68) (75) (33) 42 (56,0)

188 Adeguamento fiscalità differita al 31.12.2010 (special item)

53,4 Tax rate (%) 33,7 41,6 7,9

906 293 362 69 23,5

Le imposte sul reddito (362 milioni di euro) aumentano di 69 milioni di euro a seguito principalmente

dei maggiori oneri derivanti dall’applicazione dell’addizionale IRES (c.d. Robin Hood Tax) ai settori di

attività trasporto e distribuzione di gas naturale (76 milioni di euro, di cui 81 di maggiori imposte correnti

e 5 milioni di euro di minori imposte differite).

L’applicazione della Robin Hood Tax ha comportato un sensibile incremento del Tax Rate consolidato che

si attesta al 41,6% (33,7% nel primo semestre 2011).



STATO PATRIMOnIAlE RIClASSIFICATO

Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi dello schema obbligatorio

pubblicato nella relazione finanziaria annuale e nella relazione finanziaria semestrale secondo il criterio

della funzionalità alla gestione dell’impresa, suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali:

l’investimento, l’esercizio e il finanziamento.

Il management ritiene che lo schema proposto rappresenti un’utile informativa per l’investitore perché

consente di individuare le fonti di risorse finanziarie (mezzi propri e di terzi) e gli impieghi di risorse

finanziarie nel capitale immobilizzato e in quello di esercizio.

Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato è utilizzato dal management per il calcolo dei principali

indici di solidità/equilibrio della struttura finanziaria (Leverage) e di redditività del capitale (ROI e ROE).

STATO PATRIMOnIAlE RIClASSIFICATO (*)

(milioni di €) 31.12.2011 30.06.2012 Var. ass.

Capitale immobilizzato 18.778 19.185 407

Immobili, impianti e macchinari 14.053 14.234 181

Rimanenze immobilizzate - Scorte d'obbligo 405 405

Attività immateriali 4.444 4.493 49

Partecipazioni 319 310 (9)

Crediti finanziari strumentali all'attività operativa 2 2

Debiti netti relativi all'attività di investimento (445) (259) 186

Capitale di esercizio netto (1.698) (1.560) 138

Fondi per benefici ai dipendenti (107) (108) (1)

Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili 16 12 (4)

CAPITAlE InVESTITO nETTO 16.989 17.529 540

Patrimonio netto (compresi gli interessi di terzi azionisti)

- di competenza Snam 5.791 5.794 3

- di competenza Terzi azionisti 1 1

5.792 5.795 3

Indebitamento finanziario netto 11.197 11.734 537

COPERTuRE 16.989 17.529 540

(*) Per la riconduzione dello schema di Stato Patrimoniale riclassificato a quello obbligatorio v. il successivo paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati a quelli obbligatori”.



Il capitale immobilizzato (19.185 milioni di euro) aumenta di 407 milioni di euro rispetto al 31 dicembre

2011, per effetto essenzialmente della riduzione dei debiti netti relativi all’attività di investimento (+186

milioni di euro), connessa essenzialmente alla dinamica dei pagamenti, e dell’incremento degli immobili,

impianti e macchinari e delle attività immateriali (+230 milioni di euro).

L’analisi della variazione degli immobili, impianti e macchinari (+181 milioni di euro) e delle attività

immateriali (+49 milioni di euro) è la seguente:

(milioni di €)Immobili, impianti

e macchinariAttività

immaterialiTotale

Saldo al 31 dicembre 2011 14.053 4.444 18.497

Investimenti tecnici 356 168 524

Ammortamenti e svalutazioni (255) (90) (345)

Cessioni, radiazioni e dismissioni (3) (24) (27)

Altre variazioni 83 (5) 78

Saldo al 30 giugno 2012 14.234 4.493 18.727

Le altre variazioni (+78 milioni di euro) riguardano principalmente: (i) l’effetto derivante dall’adeguamento

del valore attuale degli esborsi a fronte degli oneri stimati di smantellamento e ripristino dei siti di

stoccaggio (+63 milioni di euro) dovuto essenzialmente alla riduzione dei tassi di attualizzazione attesi;

(ii) l’acquisto di rami d’azienda (+31 milioni di euro) relativi al settore di attività distribuzione. Tali fattori

sono stati parzialmente compensati dalla rilevazione dei contributi di periodo (-38 milioni di euro).

Partecipazioni

La voce partecipazioni (310 milioni di euro) accoglie la valutazione delle partecipazioni con il metodo

del patrimonio netto ed è riferita, in particolare, alle società Toscana Energia S.p.A. (153 milioni di euro),

Azienda Energia e Servizi Torino S.p.A. (104 milioni di euro) e ACAM Gas S.p.A. (47 milioni di euro).

Capitale di esercizio netto


Crediti commerciali 1.367 1.798 431

Rimanenze 235 240 5

Crediti tributari 47 124 77

Altre attività 133 231 98

Passività per imposte differite (901) (851) 50

Debiti commerciali (556) (777) (221)

Fondi per rischi e oneri (527) (614) (87)

Ratei e risconti da attività regolate (358) (368) (10)

Strumenti derivati (266) (324) (58)

Debiti tributari (230) (315) (85)

Altre passività (642) (704) (62)

(1.698) (1.560) 138

Il capitale di esercizio netto (-1.560 milioni di euro) si incrementa di 138 milioni di euro rispetto

all’esercizio precedente per effetto principalmente: (i) dell’incremento dei crediti commerciali (+431

milioni di euro) relativi al settore di attività trasporto di gas naturale (+483 milioni di euro), a seguito



essenzialmente dei crediti derivanti dal servizio di bilanciamento10, in parte compensati dalla riduzione

dei crediti del settore di attività distribuzione (-91 milioni di euro) dovuta essenzialmente all’effetto

climatico; (ii) dell’incremento delle altre attività (+98 milioni di euro), dovuto principalmente ai maggiori

crediti verso la Cassa Conguaglio Settore Elettrico riferiti al settore di attività distribuzione di gas naturale

(+83 milioni di euro), e ai maggiori risconti attivi sugli oneri11 dovuti dalla controllante Snam S.p.A. alle

Banche finanziatrici, a fronte del rifinanziamento del debito (+35 milioni di euro).

Tali fattori sono stati in parte compensati: (i) dall’incremento dei debiti commerciali (-221 milioni di euro)

dovuto in particolare al settore trasporto di gas naturale (-211 milioni di euro), a seguito essenzialmente

dei debiti derivanti dal servizio di bilanciamento; (ii) dall’aumento dei fondi per rischi ed oneri (-87

milioni di euro) a seguito principalmente della variazione della stima degli oneri di smantellamento e

ripristino dei siti di stoccaggio (-63 milioni di euro) dovuta alla riduzione dei tassi di attualizzazione attesi;

(iii) dall’incremento delle altre passività (-62 milioni di euro), dovuto principalmente agli effetti derivanti

dal gas conferito in natura dagli utenti del servizio di trasporto del gas naturale (-31 milioni di euro), e

agli acconti ricevuti a fronte della cessione di impianti di distribuzione di gas naturale (-20 milioni di

euro); (iv) dalla riduzione del market value degli strumenti finanziari derivati (-58 milioni di euro) dovuta

essenzialmente alla riduzione attesa dei tassi di interesse di mercato.

Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili

Le attività destinate alla vendita e le passività direttamente associabili pari a 12 milioni di euro si

riducono di 4 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2011. La variazione è riconducibile principalmente:

(i) alla riclassifica del valore netto contabile (-16 milioni di euro, al netto dei fondi ambientali relativi ad

oneri per interventi di bonifica), rispettivamente alle voci “Immobili, impianti e macchinari” (-25 milioni

di euro) e “Fondi rischi ed oneri” (+9 milioni di euro); (ii) alla riclassifica del valore netto contabile (+10

milioni di euro) degli impianti di distribuzione di gas naturale nel territorio della Comunità collinare del

Friuli, per i quali è stato sottoscritto, con decorrenza 1 luglio 2012, il contratto di cessione al gestore

subentrante aggiudicatario della gara, ai sensi del D.Lgs. 164/2000.

10 Con decorrenza dal 1 dicembre 2011 è divenuta operativa l’attività di bilanciamento del gas naturale, ai sensi della deliberazione ARG/gas 45/11 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, che attribuisce a Snam Rete Gas in qualità di impresa maggiore di trasporto, il ruolo di responsabile di tale servizio. Tale ruolo prevede l’obbligo da parte di Snam Rete Gas di acquisire, sulla base di criteri di merito economico, le risorse necessarie a garantire la sicura ed efficiente movimentazione del gas dai punti d’immissione ai punti di prelievo, al fine di assicurare il costante equilibrio della rete, approvvigionare le risorse di stoccaggio necessarie alla copertura dei disequilibri di bilanciamento dei singoli utenti e provvedere al regolamento delle relative partite economiche. Si precisa che l’attuale disciplina regolatoria ha previsto specifiche clausole al fine di garantire la neutralità del Responsabile del Bilanciamento. Per maggiori informazioni, si veda la Nota n. 4 “Crediti commerciali e altri crediti” del Bilancio consolidato semestrale abbreviato.

11 Le commissioni, da pagarsi una - tantum (Up - Front Fee), così come l’imposta sostitutiva, sono da considerarsi come “Costi di transazione” ai sensi dello IAS 39; i relativi oneri sono ripartiti lungo la durata (vita attesa) dello strumento finanziario.



Prospetto dell’utile complessivo

(milioni di €) I semestre 2011 I semestre 2012

utile netto 576 508

Altre componenti dell'utile complessivo

Variazione fair value derivati di copertura cash flow hedge (Quota efficace) 6 (54)

Effetto fiscale delle altre componenti dell'utile complessivo (1) 17

Totale altre componenti dell'utile complessivo al netto dell'effetto fiscale 5 (37)

Totale utile complessivo 581 471

di competenza:

- Snam 581 471

- Terzi azionisti

581 471

Patrimonio netto

(milioni di €)

Patrimonio netto al 31 dicembre 2011 5.792

Incremento per:

- Utile complessivo 2012 471

- Altre variazioni 5

476

Decremento per:

- Distribuzione saldo dividendo 2011 (473)

(473)

Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti al 30 giugno 2012 5.795

di competenza:

- Snam 5.794

- Terzi azionisti 1

5.795

Le altre variazioni (+5 milioni di euro) riguardano il conguaglio patrimoniale, a favore di Snam, a

fronte di meccanismi di aggiustamento prezzo previsti dal contratto di compravendita di Italgas da

Eni. In particolare, il conguaglio è relativo alla stima di passività su fattispecie già esistenti alla data di

perfezionamento del contratto di acquisto di Italgas.

Al 30 giugno 2012 Snam ha in portafoglio n. 192.553.051 azioni proprie (invariate rispetto al 31 dicembre

2011), pari al 5,39% del capitale sociale. Il valore di mercato delle azioni proprie al 30 giugno 2012

ammonta a 678 milioni di euro12. A tale data risultano impegnate n. 3.003.351 azioni a fronte dei piani di

Stock option 2005, 2006, 2007 e 2008 per un valore di libro pari a 12.384.245 euro.

12 Calcolato moltiplicando il numero delle azioni proprie per il prezzo ufficiale di fine periodo di 3,52 euro per azione.



In data 4 giugno 2012, il Consiglio di Amministrazione di Snam S.p.A. ha convocato l’Assemblea straordinaria

degli Azionisti il 30, 31 luglio e 1 agosto 2012, rispettivamente in prima, seconda e terza convocazione, per

deliberare sulla proposta di annullamento di azioni proprie in portafoglio, previa eliminazione del valore

nominale delle azioni in circolazione e conseguenti modifiche dello statuto sociale.

L’Assemblea straordinaria del 30 luglio 2012 ha approvato le propose formulate dal Consiglio di

Amministrazione.

Indebitamento finanziario netto


Passività finanziarie 11.199 11.750 551

Passività finanziarie a breve termine 2.787 3.044 257

Quote correnti di passività finanziarie a lungo termine 1.612 406 (1.206)

Passività finanziarie a lungo termine 6.800 8.300 1.500

Crediti finanziari e disponibilità liquide ed equivalenti (2) (16) (14)

Disponibilità liquide ed equivalenti (2) (16) (14)

11.197 11.734 537

L’indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2012 ammonta a 11.734 milioni di euro (11.197 al 31

dicembre 2011). Il flusso di cassa netto da attività operativa di 614 milioni di euro, ha consentito di

finanziare pressoché interamente i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti netti di periodo pari a

678 milioni di euro. L’incremento dell’indebitamento finanziario netto, dopo il pagamento agli azionisti

del saldo del dividendo 2011 di 473 milioni di euro, ammonta a 537 milioni di euro.

Le passività finanziarie a lungo termine (8.300 milioni di euro) rappresentano circa il 71% dell’indebitamento

finanziario (61% al 31 dicembre 2011) e hanno una durata media di 3,7 anni.

Al 30 giugno 2012 la composizione del debito per tipologia di tasso d’interesse è la seguente:

(milioni di €) 31.12.2011 % 30.06.2012 % Var. ass.

Tasso variabile 2.587 23 4.344 37 1.757

Tasso fisso 8.612 77 7.406 63 (1.206)

11.199 100 11.750 100 551

Le passività finanziarie sono rappresentate da debiti verso Eni (10.238 milioni di euro, pari all’87%) e

debiti verso terzi finanziatori (1.512 milioni di euro, pari al 13%) e sono interamente denominate in euro.

In particolare, i debiti verso altri finanziatori riguardano l’erogazione di due tranches relative a una linea

di credito revolving a tasso variabile con scadenza il 31 luglio 2016, di importo pari rispettivamente a

1.000 e 500 milioni di euro. Il finanziamento di 500 milioni di euro, è stato convertito in finanziamento

a tasso fisso, tramite un contratto derivato di IRS già in essere. Tale operazione, rientra nel piano generale

di rifinanziamento del debito posto in essere da Snam13.

Le passività a tasso variabile (4.344 milioni di euro) si incrementano di 1.757 milioni di euro a

seguito dell’erogazione della tranche della linea di credito (+1.000 milioni di euro) e della variazione

dell’indebitamento a tasso variabile con Eni (+757 milioni di euro).

13 Maggiori informazioni sull’operazione di rifinanziamento del debito di Snam, sono fornite a pag. 9 della presente Relazione.



Le passività finanziarie a tasso fisso (7.406 milioni di euro) diminuiscono di 1.206 milioni di euro per

effetto essenzialmente del saldo netto tra i rimborsi di periodo (-1.700 milioni di euro) di finanziamenti

in essere con la controllante Eni giunti a scadenza, e dell’erogazione della tranche della linea di credito

(+500 milioni di euro).

Le passività finanziarie a tasso fisso al 30 giugno 2012 includono n. 13 finanziamenti sottoscritti a tasso

variabile convertiti in finanziamenti a tasso fisso tramite contratti di Interest Rate Swap – IRS stipulati su

un nozionale complessivo pari a 5.735 milioni di euro.

Non risultano inadempimenti di clausole o violazioni contrattuali connesse a contratti di finanziamento.

covenants

Informazioni relative ai covenants, con riferimento all’indebitamento finanziario al 30 giugno 2012, sono

fornite alla nota n. 16 “Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine”

delle Note al bilancio consolidato semestrale abbreviato.



REnDICOnTO FInAnZIARIO RIClASSIFICATO

Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato sottoriportato è la sintesi dello schema legale del

rendiconto finanziario obbligatorio. Il rendiconto finanziario riclassificato consente il collegamento

tra la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo e la variazione dell’indebitamento

finanziario netto tra inizio e fine periodo. La misura che consente il raccordo tra i due rendiconti è il “free

cash flow” cioè l’avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti. Il free

cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/

sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari)

e al capitale proprio (pagamento di dividendi/apporti di capitale); (ii) sulla variazione dell’indebitamento

finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di indebitamento relativi al

capitale proprio (pagamento di dividendi/apporti di capitale).



utile netto 576 508

A rettifica:

- Ammortamenti ed altri componenti non monetari 279 322

- Minusvalenze nette su cessioni e radiazioni di attività 6

- Interessi e imposte sul reddito 432 521

Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione 16 (189)

Dividendi, interessi e imposte sul reddito incassati (pagati) (435) (548)

Flusso di cassa netto da attività operativa 874 614

Investimenti tecnici (658) (493)

Imprese entrate nell'area di consolidamento e rami d'azienda 9 (26)

Disinvestimenti 5 27

Altre variazioni relative all'attività di investimento (152) (186)

free cash flow 78 (64)

Variazione dei debiti finanziari a breve e a lungo 385 551

Flusso di cassa del capitale proprio (468) (473)

(5) 14

(*) Per la riconduzione dello schema di Rendiconto finanziario riclassificato a quello obbligatorio v. il successivo paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati a quelli obbligatori”.

VARIAZIOnE InDEBITAMEnTO FInAnZIARIO nETTO




Variazione indebitamento finanziario netto (390) (537)



Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati a quelli obbligatori

STATO PATRIMOnIAlE RIClASSIFICATO

(milioni di €)

Voci dello Stato Patrimoniale Riclassificato 31.12.2011 30.06.2012

(Dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale)

Riferimento alle note di bilancio

consolidato

Valori parziali da schema

obbligatorio

Valori da schema

riclassificato


obbligatorio

Valori da schema

riclassificato

Capitale immobilizzatoImmobili, impianti e macchinari 14.053 14.234Rimanenze immobilizzate - Scorte d'obbligo 405 405Attività immateriali 4.444 4.493Partecipazioni 319 310Crediti finanziari strumentali all'attività operativa (vedi nota 4) 2 2 (445) (259)- Debiti per attività di investimento (vedi nota 13) (486) (308)- Crediti per attivtà di investimento/disinvestimento (vedi nota 4) 41 49Totale Capitale immobilizzato 18.778 19.185

Capitale di esercizio nettoCrediti commerciali (vedi nota 4) 1.367 1.798Rimanenze 235 240Crediti tributari, composti da: 47 124- Attività per imposte sul reddito correnti 3 115- Attività per altre imposte correnti 5 5- Crediti IRES per il Consolidato Fiscale Nazionale (vedi nota 4) 35 3- Crediti per IVA di Gruppo (vedi nota 4) 4 1Debiti commerciali (vedi nota 13) (556) (777)Debiti tributari, composti da: (230) (315)- Passività per imposte sul reddito correnti (175) (101)- Passività per altre imposte correnti (16) (13)- Debiti IRES per il Consolidato Fiscale Nazionale (vedi nota 13) (19) (176)- Debiti per IVA di Gruppo (vedi nota 13) (20) (25)Passività per imposte differite (901) (851)Fondi per rischi ed oneri (527) (614)Strumenti derivati (vedi note 15,19) (266) (324)Altre attività, composte da: 133 231- Altri crediti (vedi nota 4) 96 173- Altre attività correnti (vedi nota 6) 22 34- Altre attività non correnti (vedi nota 10) 15 24Ratei e risconti da attività regolate, composti da: (358) (368)- Ratei attivi da attività regolate (vedi note 6,10) 77 88- Ratei e risconti passivi da attività regolate (vedi nota 15,19) (435) (456)Altre passività, composte da: (642) (704)- Altri debiti (vedi nota 13) (263) (281)- Altre passività correnti (vedi nota 15) (4) (6)- Altre passività non correnti (vedi nota 19) (375) (417)Totale Capitale di esercizio netto (1.698) (1.560)Fondi per benefici ai dipendenti (107) (108)

Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili composte da: 16 12

- Attività destinate alla vendita (vedi nota 11) 25 12- Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita (vedi nota 11) (9)CAPITAlE InVESTITO nETTO 16.989 17.529Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti 5.792 5.795Indebitamento finanziario nettoPassività finanziarie, composte da: 11.199 11.750- Passività finanziarie a lungo termine 6.800 8.300- Quote correnti di passività finanziarie a lungo termine 1.612 406- Passività finanziarie a breve termine 2.787 3.044Crediti finanziari e disponibilità liquide ed equivalenti, composti da: (2) (16)- Altre attività finanziarie - Disponibilità liquide ed equivalenti (2) (16)Totale indebitamento finanziario netto 11.197 11.734COPERTuRE 16.989 17.529





Voci del rendiconto riclassifcato e confluenze delle voci dello schema legale


obbligatorio

Valori da schema

riclassificato


obbligatorio

Valori da schema

riclassificato

utile netto 576 508

A rettifica:

Ammortamenti ed altri componenti non monetari: 279 322

- Ammortamenti 322 345

- Svalutazioni (rivalutazioni) nette di attività materiali e immateriali (8)

- Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (28) (24)

- Variazione fondo benefici ai dipendenti 1

- Altre variazioni (7)

Minusvalenze nette su cessioni e radiazioni di attività 6

Interessi, imposte sul reddito e altre variazioni: 432 521

- Interessi attivi (1) (2)

- Interessi passivi 140 161

- Imposte sul reddito 293 362

Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione: 16 (189)

- Rimanenze (7) 35

- Crediti commerciali (153) (431)

- Debiti commerciali (86) 221

- Variazione fondi rischi e oneri 182 12

- Altre attività e passività 80 (26)

Dividendi, interessi e imposte sul reddito incassati (pagati): (435) (548)

- Dividendi incassati 29 2

- Interessi incassati 1 3

- Interessi pagati (140) (161)

- Imposte sul reddito (pagate) rimborsate (325) (392)


Investimenti tecnici: (658) (493)

- Immobili, impianti e macchinari (492) (351)

- Attività immateriali (166) (142)

Investimenti in imprese entrate nell'area di consolidamento e rami d'azienda: 9 (26)

Disinvestimenti: 5 27

- Immobili, impianti e macchinari 5 27

Altre variazioni relative all'attività di investimento: (152) (186)

- Variazione debiti netti relativi all'attività di investimento (152) (186)


Variazione dei debiti finanziari: 385 551

- Assunzioni di debiti finanziari a lungo termine 422 1.521

- Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (320) (1.227)

- Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine 283 257


Flusso di cassa netto dell'esercizio (5) 14

43


Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Fattori di rischio e di incertezza

FATTORI DI RISChIO E DI InCERTEZZA

Il Consiglio di Amministrazione di Snam S.p.A., in conformità alle indicazioni del Codice di Autodisciplina

delle Società Quotate e in linea con le best practice di riferimento, ha istituito il Comitato Controllo e

Rischi (già Comitato per il Controllo Interno) composto esclusivamente da amministratori non esecutivi

indipendenti. A tale Comitato, con l’assistenza del Consiglio di Amministrazione, compete la responsabilità

del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, con l’obiettivo di fissarne le linee di indirizzo e

verificarne periodicamente l’adeguatezza e l’effettivo funzionamento, assicurandosi che i principali rischi

aziendali vengano identificati e gestiti idoneamente.

Nell’ambito dei rischi d’impresa, i principali rischi identificati, monitorati, e, per quanto di seguito

specificato, quelli gestiti da Snam, sono i seguenti: (i) il rischio mercato derivante dall’esposizione alle

fluttuazioni dei tassi di interesse e del prezzo del gas naturale; (ii) il rischio di credito derivante dalla

possibilità di default di una controparte; (iii) il rischio liquidità derivante dalla mancanza di risorse

finanziarie per far fronte agli impegni a breve; (iv) il rischio operation; (v) i rischi specifici dei settori di

attività in cui il gruppo opera.

Rischio di mercato

Rischio di variazione dei tassi di interesse

Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e delle passività finanziarie

dell’impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. L’obiettivo di Snam è la minimizzazione del rischio di

tasso d’interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria definiti nei piani societari.

Parte dei finanziamenti di Snam, prevede tassi di interesse indicizzati sui tassi di riferimento del mercato,

in particolare l’Europe Interbank Offered Rate, (EURIBOR). Al fine di limitare il rischio connesso alla

volatilità dei tassi di interesse, Snam utilizza strumenti derivati, in particolare Interest Rate Swap (IRS) per

gestire il bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. In particolare,

i contratti derivati di IRS posti in essere consentono di trasformare il debito da tasso variabile a tasso

fisso. Per quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti derivati su tassi di interesse, essa è

calcolata basandosi sistematicamente su quotazioni di mercato fornite da primari operatori specializzati

(Info-provider). Snam non detiene contratti derivati destinati alla negoziazione, né detiene contratti

derivati con finalità speculative.

Come evidenziato al paragrafo “Rischio liquidità”, Snam si finanzia prevalentemente con la controllante

Eni S.p.A.. Non sussiste garanzia che, una volta ceduto il controllo da parte di Eni S.p.A., Snam sia in

grado di ottenere prestiti e finanziamenti, nel breve e nel medio - lungo termine, da altre fonti alle stesse

condizioni di quelli attualmente in essere.

Rischio di variazione del prezzo del gas naturale

I costi sostenuti per l’attività di trasporto relativi all’acquisto del gas necessario al funzionamento delle

centrali di compressione sono stati inclusi, fino al 31 dicembre 2009, data di scadenza del secondo

periodo di regolazione, nella generalità dei costi operativi e, pertanto, rientranti tra i costi remunerati

ai fini tariffari, aggiornati attraverso l’applicazione del meccanismo del Price Cap14. A partire dal 1

gennaio 2010, con l’avvio del terzo periodo di regolazione, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas,

in applicazione dei nuovi criteri tariffari disposti con la deliberazione ARG/gas 184/09, ha definito le

modalità di corresponsione in natura, da parte degli utenti del servizio all’impresa maggiore di trasporto,

14 Sulla base di tale meccanismo le componenti dei ricavi di riferimento relative ai costi operativi e agli ammortamenti sono aggiornate con i dati di bilancio all’inizio del periodo di regolazione, mentre per gli anni successivi sono aggiornate con l’inflazione e ridotte di un coefficiente di produttività.

44



dei quantitativi di gas a copertura del fuel-gas, delle perdite di rete e del Gas Non Contabilizzato (GNC),

dovuti in quota percentuale dei quantitativi rispettivamente immessi e prelevati dalla rete di trasporto.

A seguito di tali disposizioni ed in considerazione del meccanismo di allocazione del gas agli utenti del

servizio, la variazione del prezzo del gas naturale a copertura del fuel gas e delle perdite di rete non

rappresenta più un fattore di rischio per Snam. Permane il rischio di variazione prezzo riferito alle quantità

di GNC e alle perdite di rete rilevate in eccesso rispetto alle quantità corrisposte in natura da parte degli

utenti del servizio.

Rischio credito

Il rischio credito rappresenta l’esposizione della società a potenziali perdite derivanti dal mancato

adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti. Il mancato o ritardato pagamento dei corrispettivi

dovuti potrebbe incidere negativamente sui risultati economici e sull’equilibrio finanziario di Snam.

Snam presta i propri servizi di business ad un numero limitato di operatori del settore del gas, tra i quali

il più significativo per volume di affari è Eni S.p.A.. Le regole per l’accesso dei Clienti ai servizi offerti

sono stabilite dalla Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas e sono previste nei codici di Rete, ovvero in

documenti che stabiliscono, per ciascuna tipologia di servizio, le norme che regolano i diritti e gli obblighi

dei soggetti coinvolti nel processo di erogazione dei servizi stessi, e dettano clausole contrattuali che

riducono i rischi di inadempienza da parte dei clienti. Nei Codici è previsto, in particolare, il rilascio di

garanzie a parziale copertura di alcune obbligazioni assunte qualora il cliente non sia in possesso di un

rating creditizio rilasciato da primari organismi internazionali.

Non può essere escluso, tuttavia, che Snam possa incorrere in passività e/o perdite derivanti dal mancato

adempimento di obbligazioni di pagamento dei propri clienti.

Si rinvia alla nota n. 4 “Crediti commerciali e altri crediti” delle Note al bilancio consolidato semestrale

abbreviato per la descrizione dell’evoluzione del fondo svalutazione crediti commerciali del periodo.

Rischio liquidità

Il rischio liquidità rappresenta il rischio che, a causa dell’incapacità di reperire nuovi fondi (funding

liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk), l’impresa non riesca a far fronte ai

propri impegni di pagamento determinando un impatto sul risultato economico nel caso in cui l’impresa

sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza,

una situazione di insolvibilità che pone a rischio l’attività aziendale. L’obiettivo di Snam, è quello di porre

in essere una struttura finanziaria (in termini di livello percentuale di leverage e di livelli percentuali del

rapporto tra indebitamento a medio lungo termine e di quello tra indebitamento a tasso fisso e a tasso

variabile su indebitamento totale) che, in coerenza con gli obiettivi di business, garantisca un livello di

liquidità adeguato per il Gruppo, minimizzando il relativo costo opportunità e mantenga un equilibrio in

termini di durata e di composizione del debito.

Nel quadro delineato dal Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri (DPCM) del 25 maggio 2012

- Modalità di attuazione della separazione proprietaria tra Eni e Snam - in data 30 maggio 2012, Eni

e CDP hanno comunicato al mercato di aver raggiunto un accordo preliminare vincolante in relazione

alla cessione di una partecipazione del 30% meno una azione del capitale sociale votante di Snam di

proprietà di Eni. Il closing dell’operazione, che potrà essere realizzato a partire dal 15 ottobre prossimo, è

previsto entro la fine del 2012. In data 15 giugno 2012, Eni ha formalizzato con CDP il relativo contratto

di compravendita.

In tale contesto e, con l’obiettivo di diversificare le fonti di provvista allargando la base degli investitori,

in data 4 giugno 2012 il Consiglio di Amministrazione di Snam, ha deliberato l’emissione di uno o

più prestiti obbligazionari, da collocare presso investitori istituzionali operanti in Europa in base a un

programma di emissione di Euro Medium Term Notes (EMTN) per un ammontare complessivo fino a

8 miliardi di euro, da emettersi in una o più tranche entro il 4 giugno 2013. In particolare, nel mese di

45


luglio sono stati emessi due bond a tasso fisso per un ammontare pari a 2 miliardi di euro, riservati agli

investitori istituzionali.

Successivamente, in data 7 giugno 2012, Snam ha firmato con un gruppo di undici primarie banche

nazionali e internazionali un mandato per la strutturazione e sottoscrizione di un finanziamento in

pool di 11 miliardi di euro, che consentirà la copertura dei fabbisogni della società, ivi compreso il

rifinanziamento del debito attualmente in essere verso Eni. In data 24 luglio 2012, Snam ha firmato i

contratti per la concessione delle linee di credito per un totale di 9 miliardi di euro. L’ammontare delle

linee di credito ha potuto essere ridotto, rispetto agli originari 11 miliardi di euro, grazie all’intervenuto

collocamento sul mercato dei capitali di complessivi 2 miliardi di euro di obbligazioni.

Con alcuni di tali istituti di credito sono stati inoltre definiti una serie di contratti bilaterali per un

ammontare complessivo di circa 4 miliardi di euro, di cui 1,5 miliardi di euro già erogati alla data del 30

giugno 2012.

Tali accordi, permetteranno a Snam di dotarsi nel breve termine di finanziamenti basati principalmente

sul credito bancario, ma finalizzati al progressivo raggiungimento della struttura del debito obiettivo

largamente composta da prestiti obbligazionari, in coerenza con il profilo di business e il contesto

regolatorio in cui opera.

A supporto dell’operazione di rifinanziamento, Snam ha ottenuto, in data 13 giugno 2012, il primo rating

creditizio da Moody’s e Standard & Poor’s. Tale indicatore rappresenta una stima del merito creditizio e di

conseguenza un indice per gli investitori circa la probabilità che Snam sia capace di rimborsare i capitali

investiti. Il rating gioca un ruolo determinante nella definizione degli oneri finanziari che Snam dovrà

pagare a fronte dell’indebitamento contratto sul mercato. Infatti, un decremento (c.d. downgrade) nel

giudizio provoca un aumento del tasso di interesse, attraverso l’incremento dello spread applicato. Tra i

fattori potenziali che possono comportare un peggioramento del merito creditizio, in aggiunta a quelli

strettamente inerenti al business e ai fatti gestionali di Snam, c’è anche la riduzione del rating applicato

allo Stato Italiano. Attualmente il giudizio delle agenzie di rating per Snam risulta meritevole di un A- con

outlook negativo (A-2) per Standard and Poor’s e di un Baa1 con outlook stabile per Moody’s.

A seguito del peggioramento del merito di credito assegnato alla Repubblica italiana, in data 16 luglio

2012 Moody’s ha annunciato un’azione di revisione multipla di rating e/o outlook su un vasto gruppo

di società italiane, tra cui Snam. In particolare, il rating di Snam (Baa1) è stato posto in revisione (under

review for downgrade).

Ad oggi Snam si finanzia prevalentemente tramite la controllante Eni S.p.A.. In caso del cambio di

controllo su Snam da parte dell’Eni S.p.A., gli accordi in essere tra le Società prevedono la facoltà di Eni

S.p.A. di estinguere anticipatamente gli affidamenti concessi. Allo stato attuale, Snam ritiene che i flussi

derivanti dalla gestione dell’impresa, le azioni intraprese nell’ambito del rifinanziamento del debito e

l’attuale struttura finanziaria e patrimoniale, possano ragionevolmente consentire l’accesso ad un ampio

spettro di forme di finanziamento, sufficienti a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie. Tuttavia, non

sussiste garanzia che Snam sia in grado di ottenere prestiti e finanziamenti, nel breve e nel medio – lungo

termine, da altre fonti alle stesse condizioni di quelli attualmente in essere.

I pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi i pagamenti per interessi,

nonché il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e diversi sono rappresentati alla nota n. 22

“Garanzie, impegni e rischi – Rischio liquidità” delle Note al bilancio consolidato semestrale abbreviato,

cui si rinvia.

Rischio operation

Le attività svolte da Snam sono soggette al rispetto delle norme e dei regolamenti a livello comunitario,

nazionale, regionale, locale.

Gli oneri e i costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per adempiere agli obblighi previsti

costituiscono una voce di costo significativa negli attuali esercizi e in quelli futuri.


46


Il rispetto delle norme e regolamenti, oltre che a minimizzare i rischi delle proprie attività, è indispensabile

per l’ottenimento delle autorizzazioni e/o di permessi che richiedono il rispetto delle norme vigenti a

tutela dell’ambiente, della salute e della sicurezza. La violazione delle norme vigenti comporta sanzioni

di natura penale e/o civile, e per gli specifici casi di violazione della normativa sulla sicurezza e sulla

tutela ambientale sono previste sanzioni a carico delle aziende sulla base di un modello europeo di

responsabilità recepito anche in Italia (D.Lgs. n. 231/01). Non può essere escluso con certezza che Snam

possa incorrere in costi o responsabilità anche rilevanti.

La normativa vigente ha enfatizzato il valore dei modelli organizzativi, finalizzati a prevenire la possibilità

di commissione degli illeciti in caso di violazioni delle disposizioni legislative sulla salute e la sicurezza sui

posti di lavoro e sull’ambiente, specificando la responsabilità amministrativa delle Società.

Attraverso gli strumenti normativi interni e gli strumenti organizzativi, in Snam sono stabilite le

responsabilità e le procedure da adottare nelle fasi di progettazione, realizzazione, esercizio e dismissione

per tutte le attività della società, in modo da assicurare il rispetto delle leggi e delle normative interne in

materia di salute sicurezza e ambiente.

Snam si è dotata di sistemi di gestione per l’ambiente e per la salute e sicurezza dei lavoratori, basati sui

principi di una propria Politica di Salute, Sicurezza, Ambiente e Qualità, consolidata ormai da diversi anni

in azienda.

La documentazione e l’applicazione dei Sistemi di Gestione di Snam sono certificati conformemente a

normative internazionali, in particolare sono state confermate la certificazione ISO 14001 relativamente

i processi di gestione della rete dei metanodotti e delle centrali di compressione, e la certificazione ISO

9001 relativamente i processi di misura, dispacciamento e definizione delle capacità di trasporto del gas

naturale. Il Sistema di Gestione della Salute e Sicurezza dei lavoratori è certificato in accordo alla norma

BS OHSAS 18001 per le Società Snam, Snam Rete Gas e Italgas. Per Stogit e GNL è stato avviato un piano

di attività finalizzato all’ottenimento della certificazione entro il 2012.

L’adozione di procedure e sistemi di gestione che tengono conto delle specificità delle attività di

Snam, congiuntamente al costante miglioramento e ammodernamento degli impianti, garantiscono

l’individuazione, la valutazione e la mitigazione dei rischi, seguendo un ciclo di miglioramento continuo.

Snam pone la massima attenzione ai propri processi operativi in maniera globale: dalla progettazione

e realizzazione degli impianti e al successivo utilizzo e manutenzione. Per la gestione delle attività e

il controllo operativo, vengono utilizzate specifiche tecniche sempre in continuo aggiornamento e

sviluppate in conformità alle best practices internazionali.

Lo sviluppo e il mantenimento della normativa tecnica e dei sistemi di gestione per l’ambiente e per la

salute e sicurezza dei lavoratori, sono basati su un ciclo annuale di pianificazione, attuazione, controllo,

riesame dei risultati e definizione di nuovi obiettivi.

Il sistema di controllo dei sistemi di gestione è garantito dal monitoraggio degli indicatori di salute,

sicurezza e ambiente, dalla reportistica periodica e attraverso verifiche ispettive nei siti operativi e di

sede che prevedono:

- Technical Audit, volti ad accertare la corretta applicazione dei Sistemi di Gestione, in coerenza con il

Codice Etico e il Modello Organizzativo 231;

- verifiche di certificazione/mantenimento/rinnovo delle certificazioni dei sistemi di gestione (con

frequenza annuale effettuate da un ente certificatore esterno);

- verifiche sulle attività in appalto in materia di salute, sicurezza e ambiente.

I rilievi riscontrati vengono esaminati unitamente ai risultati ottenuti dal controllo dei processi operativi,

fornendo le informazioni di base per la pianificazione delle attività future e la definizione dei nuovi

obiettivi, nel rispetto dei principi assunti da Snam.

Sono adottati gli strumenti normativi e organizzativi di prevenzione (reperibilità, contratti di beni e

servizi, formazione e addestramento, ecc.) e di gestione di eventuali emergenze operative che possono

avere impatto su asset, persone e ambiente, individuando le dovute azioni finalizzate a limitare i danni.


47


Snam partecipa a gruppi internazionali di lavoro nei quali vengono effettuate attività di benchmarking, stesura

di linee guida e studi finalizzati all’individuazione delle are di miglioramento dei processi relativi al trasporto gas.

In aggiunta al sistema di gestione, monitoraggio e risposta ai rischi e agli eventi HSE adottato da tutto

il gruppo, Snam ha attivato coperture assicurative allo scopo di limitare i possibili effetti patrimoniali

negativi derivanti dai danni provocati a terzi e alle proprietà industriali sia onshore che offshore (stretto

di Messina), che possano verificarsi durante la fase operativa e/o durante l’esecuzione di lavori di

investimento. L’ammontare coperto varia in base alla tipologia dell’evento ed è determinato attraverso

la best practice di valutazione dei rischi attualmente in uso nel mercato.

Rischi legati al mancato raggiungimento dei previsti obiettivi di sviluppo delle infrastrutture

La concreta possibilità per Snam di realizzare i progetti di sviluppo delle proprie infrastrutture è soggetta

a numerose incognite legate a fattori operativi, economici, normativi, autorizzativi e competitivi,

indipendenti dalla sua volontà. Snam non è, quindi, in grado di garantire che i progetti di estensione

e potenziamento previsti siano concretamente intrapresi né che, se intrapresi, abbiano buon fine o

permettano il conseguimento dei benefici previsti dal sistema tariffario. Inoltre, i progetti di sviluppo

potrebbero richiedere investimenti più elevati o tempi più lunghi rispetto a quelli inizialmente stimati,

influenzando l’equilibrio finanziario e i risultati economici di Snam.

Rischi derivanti da eventuali malfunzionamenti degli impianti

La gestione delle attività regolate nel settore del gas implica una serie di rischi di malfunzionamento e

di imprevista interruzione non dipendenti dalla volontà di Snam, quali quelli determinati da incidenti,

guasti o malfunzionamenti di apparecchiature o sistemi di controllo, minor resa di impianti ed eventi

straordinari quali esplosioni, incendi, terremoti, frane o altri eventi simili che sfuggono al controllo di

Snam. Tali eventi potrebbero inoltre causare danni rilevanti a persone, cose o all’ambiente.

Le eventuali interruzioni di servizio e gli obblighi di risarcimento causati da tali eventi potrebbero

determinare riduzioni dei ricavi e/o incrementi dei costi. Benché Snam abbia stipulato specifici contratti

di assicurazione a copertura di alcuni tra tali rischi, le relative coperture assicurative potrebbero risultare

insufficienti per far fronte a tutte le perdite subite, agli obblighi di risarcimento o agli incrementi di spesa.

Rischi derivanti dalla necessità di gestire un rilevante flusso di informazioni per operare i servizi

regolati

Il quadro regolamentare in cui Snam opera, prevede la raccolta e l’elaborazione in via continuativa di un

rilevante flusso di informazioni provenienti dai clienti che utilizzano i servizi. Le informazioni indirizzate a

Snam comprendono, fra le altre, prenotazioni di capacità, indicazioni di provenienza e destinazione giornaliere

di gas, meccanismi di bilanciamento fisico e commerciale, dati riguardanti le previsioni della domanda e

l’utilizzo della capacità di trasporto. Questo flusso informativo, gestito anche attraverso un esteso utilizzo di

sistemi informativi, è ampio e complesso e, pertanto, Snam non può garantire che la gestione dello stesso

non comporterà difficoltà operative e di pianificazione con conseguenze sulla propria attività.

Rischi derivanti dalla stagionalità del business

Le attività svolte da Snam non presentano nel complesso fenomeni stagionali o ciclici in grado di influenzare

significativamente i risultati economico-finanziari semestrali e annuali. Sulla base dell’attuale quadro

tariffario, infatti, solo una minima parte dei ricavi di Snam è esposta a variazioni della domanda di gas (circa

il 15% dei ricavi di trasporto del gas naturale e circa il 10% dei ricavi di rigassificazione del GNL).

Rischi specifici dei settori di attività in cui Snam opera

Regolamentazione

Snam svolge attività nel settore del gas soggette a regolamentazione. Le direttive e i provvedimenti

normativi emanati in materia dall’Unione Europea e dal Governo italiano e le decisioni dell’Autorità per


48


l’Energia Elettrica e il Gas possono avere un impatto significativo sull’operatività, i risultati economici

e l’equilibrio finanziario. In particolare, il Decreto Legge 13 agosto 2011 n. 138, convertito nella Legge

14 settembre 2011 n. 148 ha esteso l’applicazione dell’addizionale IRES ai settori di attività trasporto

e distribuzione di gas naturale con una maggiorazione d’imposta del 10,5% per il periodo 2011 - 2013

e del 6,5% dal 2014, istituendo il divieto di traslare sulle tariffe detta maggiorazione di imposta e

attribuendo all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas il compito di vigilare sull’osservanza del divieto.

Non si possono escludere futuri cambiamenti nelle politiche normative adottate dall’Unione Europea o a

livello nazionale che potrebbero avere ripercussioni impreviste sul quadro normativo di riferimento e, di

conseguenza, sull’attività e sui risultati di Snam.

Rischi legati al termine delle concessioni di distribuzione del gas di cui sono titolari Italgas e le

sue società partecipate

Rischi relativi alle gare per l’assegnazione delle nuove concessioni di distribuzione del gas

Alla data del 30 giugno 2012, Snam tramite Italgas detiene circa 1.450 concessioni di distribuzione di

gas naturale in tutto il territorio nazionale. In base a quanto stabilito dalla vigente normativa applicabile

alle concessioni di cui è titolare Snam, le gare per i nuovi affidamenti del servizio di distribuzione del gas

saranno bandite non più per singolo Comune, ma esclusivamente per gli ambiti territoriali determinati

con i Decreti Ministeriali del 19 gennaio 2011 e del 18 ottobre 2011, e secondo le scadenze temporali

indicate nell’Allegato 1 al Decreto Ministeriale sui criteri di gara e di valutazione delle offerte, emanato

il 12 novembre 2011.

Con il progressivo svolgimento delle gare, Snam potrebbe non aggiudicarsi la titolarità di una o più delle

nuove concessioni, oppure potrebbe aggiudicarsele a condizioni meno favorevoli di quelle attuali, con

possibili impatti negativi sull’attività operativa e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria,

fermo restando, nel caso di mancata aggiudicazione, relativamente ai Comuni precedentemente gestiti

dall’impresa, l’incasso del valore di rimborso previsto a favore del gestore uscente.

Rischi relativi alla possibile pretesa dei Comuni di acquisire la proprietà delle reti di distribuzione del gas

e alla quantificazione del rimborso a carico del nuovo gestore

Con riferimento alle concessioni di distribuzione gas relativamente alle quali Snam tramite Italgas è anche

proprietaria delle reti e degli impianti, l’evoluzione della normativa di settore determina la disciplina

giuridica della proprietà e gli elementi necessari per la determinazione del valore di rimborso al gestore

uscente, sia nel primo periodo, cioè alla conclusione del periodo transitorio di cui all’art. 15 del Decreto

Legislativo n. 164/00 e successive modificazioni, che in quelli successivi.

In particolare, il citato Decreto sui criteri di gara e di valutazione dell’offerta stabilisce che:

• nelprimoperiodo,ilvaloredirimborsoaititolaridegliaffidamentiedelleconcessioniinessere,sarà

calcolato in base a quanto stabilito nelle convenzioni, o, se non desumibile, in base ai criteri del Regio

Decreto 15 ottobre 1925, n. 2578 (criterio della stima industriale);

• nel casodi contenzioso sulladeterminazionedel valoredi rimborsoalgestoreuscente, il bandodi

gara riporta e il gestore aggiudicatario corrisponde, all’atto del passaggio di proprietà degli impianti,

il maggior valore tra la stima dell’Ente Locale concedente e il valore delle immobilizzazioni nette di

località, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti

di località, riconosciuto dal sistema tariffario dell’Autorità (RAB). L’eventuale differenza, a valle della

risoluzione del contenzioso, sarà regolata fra il gestore subentrante e il gestore uscente;

• ilgestoresubentranteacquisiscelaproprietàdell’impiantoconilpagamentodelvaloredirimborsoal

gestore uscente, ad eccezione delle eventuali porzioni di impianto di proprietà comunale;

• aregime,cioèneiperiodisuccessivialprimo,ilrimborsoalgestoreuscentesaràparialvaloredelle

immobilizzazioni nette di località, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi

privati relativi ai cespiti di località, calcolato con riferimento ai criteri usati dall’Autorità per determinare

le tariffe di distribuzione (RAB).


49


Alla luce di tale disciplina, sussiste il rischio che la risoluzione del contenzioso con l’Ente Locale per la

determinazione del valore di rimborso, conduca ad un importo inferiore a quello posto a base di gara ed

effettivamente corrisposto a Snam, con possibili effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica,

patrimoniale e finanziaria.

Rischi relativi alla titolarità delle concessioni di stoccaggio del gas

Snam tramite Stogit è titolare di dieci concessioni di stoccaggio del gas. Di queste, otto (Alfonsine,

Brugherio, Cortemaggiore, Minerbio, Ripalta, Sabbioncello, Sergnano e Settala) scadranno nel dicembre

2016, una (Bordolano) nel novembre 2021 e una (Fiume Treste), oggetto della prima proroga decennale

nel corso del 2011, nel giugno 2022. Le concessioni sono prorogabili dal Ministero dello Sviluppo

Economico per non più di due volte per una durata di dieci anni ciascuna, ai sensi dell’art. 1, comma 61

della Legge n. 239/2004. Ove Snam non sia in grado di conservare la titolarità di una o più delle proprie

concessioni ovvero, al momento del rinnovo, le condizione delle concessioni risultino meno favorevoli

di quelle attuali, potrebbero determinarsi effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica,

patrimoniale e finanziaria.

Rischio relativo all’incertezza delle riserve di gas naturale

Diverse incertezze sono connesse alla stima delle riserve di gas naturale presente nei campi di stoccaggio

in cui Snam per il tramite delle sue controllate svolge la propria attività e conseguentemente al loro

futuro utilizzo ed agli investimenti necessari per attuarlo. L’accuratezza delle stime in questione dipende

da un certo numero di fattori, assunzioni e variabili, tra i quali rivestono rilievo, ad esempio: (a) la qualità

dei dati geologici, tecnici ed economici e la loro interpretazione e valutazione; (b) le proiezioni relative

ai futuri tassi di utilizzo e alla tempistica delle spese relative; (c) la stabilità/la variazione delle norme

legislative e regolamentari di settore; (d) i risultati concreti delle perforazioni e delle attività di produzione

in generale nei giacimenti in concessione a Snam che intervengano dopo la data di effettuazione delle

stime e che potrebbero provocare revisioni al rialzo o al ribasso di dette stime.

I fattori, anche ulteriori a quelli sopra elencati, che possano influenzare la stima delle riserve sono fuori dal

controllo di Snam e quindi potrebbero nel tempo variare, così influenzando le stime stesse. Di conseguenza, vi

potrebbero essere differenze tra le riserve stimate e quelle che effettivamente potranno essere utilizzate, con

conseguenti eventuali effetti negativi sulle attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria.

Rischi connessi a particolari situazioni socio-politiche dei paesi produttori e dei paesi di transito

del gas naturale

Una parte consistente del gas naturale trasportato mediante la Rete di Trasporto di Snam proviene o è previsto

che provenga o che attraversi paesi che presentano rischi derivanti da particolari situazioni socio-politiche. Le

importazioni e il transito di gas naturale da tali paesi potrebbero pertanto essere soggette a rischi tra i quali aumento

di tasse e accise applicabili, fissazione di limiti alla produzione e all’esportazione o al trasporto, rinegoziazione

forzata di contratti, nazionalizzazione o rinazionalizzazione di beni, mutamenti dei sistemi di governo e delle

politiche nazionali, modifica delle politiche commerciali, restrizioni monetarie, perdite o danneggiamenti dovute

ad azioni di gruppi rivoltosi. Qualora gli Shipper si trovassero nell’impossibilità di accedere alle disponibilità di gas

naturale dei suddetti paesi a causa delle situazioni di cui sopra o similari, o fossero altrimenti danneggiati da tali

situazioni, ne potrebbe derivare l’impossibilità per gli stessi di rispettare i propri obblighi contrattuali nei confronti

di Snam o comunque una diminuzione nei volumi di gas trasportato. Il verificarsi degli eventi sopra descritti,

pertanto, potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria.

Le informazioni quantitative in merito ai rischi finanziari richieste dall’IFRS 7 “Strumenti finanziari: Note

al bilancio” sono fornite alla nota n. 22 “Garanzie, impegni e rischi” delle Note al bilancio consolidato

semestrale abbreviato.


50


Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Evoluzione prevedibile della gestione

EVOluZIOnE PREVEDIBIlE DEllA GESTIOnE

Domanda gas

Sulla base delle informazioni attualmente disponibili, la domanda di gas naturale sul mercato italiano a

fine 2012 è prevista in lieve calo rispetto al 2011, principalmente a seguito della riduzione dei consumi

nel settore termoelettrico.

Investimenti

Prosegue nei tempi previsti l’implementazione del piano investimenti per il quadriennio 2012-2015, la

cui spesa complessiva prevista è pari a circa 6,7 miliardi di euro a livello consolidato.

Efficienza

Snam conferma anche per il 2012 la propria attenzione all’efficienza operativa, attraverso iniziative di

contenimento dei costi emergenti, con particolare riferimento all’operazione di riassetto organizzativo

del gruppo realizzata nel 2011.

Eventi successivi alla chiusura del semestre

52


Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Eventi successivi alla chiusura del semestre

I principali eventi successivi alla chiusura del semestre sono indicati al capitolo “Highlight”.

Informativa sulle parti correlate

54


Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Informativa sulle parti correlate

Le operazioni compiute nell’esercizio da Snam e dalle imprese incluse nell’area di consolidamento con

le parti correlate riguardano essenzialmente lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista

e l’impiego di mezzi finanziari, inclusa la stipula di contratti derivati a copertura dei rischi di tasso di

interesse, con l’impresa controllante Eni S.p.A. e con le altre imprese controllate dall’Eni S.p.A., nonché

con l’Enel, società controllata dallo Stato, e le sue società controllate.

Questi rapporti rientrano nell’ordinaria gestione dell’impresa e sono generalmente regolate in base a

condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti. Tutte le

operazioni poste in essere sono state compiute nell’interesse delle imprese del gruppo Snam.

Ai sensi delle disposizioni della normativa applicabile, la Società ha adottato procedure interne per

assicurare la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale delle operazioni con parte correlate,

realizzate dalla Società stessa o dalle sue società controllate15.

Gli amministratori e sindaci rilasciano, semestralmente e/o in caso di variazioni, una dichiarazione in cui

sono rappresentati i potenziali interessi di ciascuno in rapporto alla società e al gruppo e in ogni caso

segnalano per tempo all’Amministratore Delegato (o al Presidente, in caso di interessi dell’Amministratore

Delegato), il quale ne dà notizia agli altri amministratori e al Collegio Sindacale, le singole Operazioni che

la società intende compiere, nelle quali sono portatori di interessi.

Gli ammontari dei rapporti di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria con le parti correlate,

la descrizione della tipologia delle operazioni più rilevanti, e l’incidenza delle stesse sulla situazione

patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi di cassa, sono evidenziate alla nota n. 30 delle Note al

bilancio consolidato semestrale abbreviato.

15 La procedura per le operazioni con parti correlate, ai sensi dell’articolo 4 del Regolamento Consob n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche, approvata dal Consiglio in data 30 novembre 2010, è consultabile sul sito della Società all’indirizzo www.snam.it, nella sezione Governance.



Altre informazioni

56


Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Altre informazioni

Informativa prevista dall’articolo 37 del Regolamento Consob n. 16191/07

Ai sensi dell’art. 37 del Regolamento Mercati, relativo alle società controllate sottoposte all’altrui attività

di direzione e coordinamento, si segnala che non sussistono condizioni inibenti la quotazione delle azioni

Snam S.p.A. sul Mercato Telematico Azionario organizzato e gestito da Borsa Italiana S.p.A..



Glossario

58


Snam Relazione Intermedia sulla gestione / Glossario

Il glossario dei termini finanziari, commerciali, tecnici e delle unità di misura è consultabile sul sito

internet www.snam.it. Di seguito sono indicati quelli di uso più ricorrente.

TERMInI ECOnOMICO-FInAnZIARI

Accisa

Imposta indiretta, a riscossione immediata, applicata alla produzione od al consumo di determinati beni

industriali (tra i quali i prodotti petroliferi e il gas naturale).

Ammortamento

L’ammortamento è il processo mediante il quale il costo delle immobilizzazioni viene ripartito in

funzione del periodo in cui l’impresa ne trae beneficio, che normalmente corrisponde con l’intera durata

di utilizzazione.

Attività non correnti

Voce dell’attivo di stato patrimoniale, che accoglie, al netto dei relativi ammortamenti e svalutazioni, gli

elementi destinati a perdurare nel tempo. Sono suddivise nelle seguenti categorie: “Immobili, impianti

e macchinari”, “Scorte d’obbligo”, “Attività immateriali”, ” Partecipazioni”, “Attività finanziarie” e “Altre

attività non correnti”.

Capitale di esercizio netto

Rappresenta il capitale che resta impiegato in attività a breve ed è un indicatore utilizzato allo scopo

di verificare l’equilibrio finanziario dell’impresa nel breve termine. Tale grandezza è costituita da tutte le

attività e passività a breve termine che siano di natura non finanziaria.

Capitale investito netto

Investimenti netti di natura operativa, rappresentati dalla somma del capitale circolante netto e delle

immobilizzazioni.

cash flow

Disponibilità finanziaria che si genera in un’impresa in un determinato periodo di tempo. Più precisamente,

costituisce la differenza tra le entrate correnti (principalmente ricavi d’esercizio monetari) e le uscite

monetarie correnti (costi di competenza del periodo di riferimento, che hanno generato un’uscita di cassa).

Costi operativi

Costi sostenuti per svolgere l’attività caratteristica dell’impresa. Fra i principali costi operativi vi sono gli

acquisti, i servizi, l’energia, i materiali di consumo, il costo del lavoro, e la manutenzione.

Costi fissi controllabili

Sono cosi definiti i costi fissi operativi delle attività regolate costituiti dalla somma del “Totale costo del

personale ricorrente” e dei “Costi esterni ricorrenti della gestione ordinaria”.

Dividendo

Remunerazione deliberata dall’Assemblea degli azionisti su proposta del Consiglio di Amministrazione,

corrisposta agli azionisti.

Dividend payout

Rappresenta il rapporto tra i dividendi e l’utile netto del periodo ed equivale alla percentuale di utili

distribuita agli azionisti sotto forma di dividendi.

59



Indebitamento finanziario netto

Rappresenta un valido indicatore delle capacità di far fronte alle obbligazioni di natura finanziaria.

L’indebitamento finanziario netto è rappresentato dal debito finanziario lordo ridotto della cassa e altre

disponibilità liquide equivalenti, nonché degli altri crediti finanziari non strumentali all’attività operativa.

Investimenti

Costi riferiti a beni ad utilizzo pluriennale che non esauriscono la loro utilità nel corso di un periodo

amministrativo.

Oneri finanziari netti

Costo netto sostenuto per l’utilizzo di capitale di terzi. Comprende inoltre gli altri oneri netti correlati alla

gestione finanziaria.

Patrimonio netto

Insieme delle risorse apportate dagli azionisti, aumentato degli utili non distribuiti e diminuito delle

perdite.

Margine operativo lordo (EBITDA)

L’EBITDA è una grandezza utilizzata dal gruppo nelle presentazioni interne (business plan) ed esterne

(agli analisti e agli investitori). Tale grandezza è utilizzata come unità di misura per la valutazione delle

performance operative del gruppo, nel suo complesso e nei singoli settori di attività, in aggiunta al

Risultato Operativo (EBIT). Il Margine Operativo Lordo è determinato dalla differenza tra i ricavi ed i costi

operativi.

Ricavi della gestione caratteristica

Proventi relativi alla cessione di beni e/o alla prestazione di servizi inerenti alla gestione caratteristica, cui

sono riferibili tutti quei valori economici che sono collegati al campo di attività tipica dell’impresa e che

sono ricorrenti nello svolgimento delle operazioni aziendali.

Strumenti derivati

Uno strumento finanziario viene definito derivato quando il suo profilo di costo/rendimento deriva dai

parametri di costo/rendimento di altri strumenti principali, chiamati “sottostanti”, che possono essere

materie prime, valute, tassi di interesse, titoli, indici azionari.

utile operativo (EBIT)

Differenza tra i ricavi delle vendite e delle prestazioni e altri ricavi e i costi di un determinato periodo. È

quindi il risultato della gestione operativa, al lordo dei costi e dei ricavi della gestione finanziaria e delle

imposte.

utile netto

Risultato che si ottiene sottraendo dal risultato operativo, il risultato della gestione finanziaria e le

imposte sul reddito.

60



ATTIVITà DI TRASPORTO E RIGASSIFICAZIOnE

Termini commerciali

Codice di Rete

Documento che stabilisce le norme che regolano i diritti e gli obblighi dei soggetti coinvolti nel processo

di erogazione del servizio di trasporto e di rigassificazione.

Periodo di regolazione

È il periodo temporale, normalmente quadriennale, per il quale sono definiti i criteri per la determinazione

delle tariffe per il servizio di trasporto e dispacciamento del gas naturale e di rigassificazione del gas

naturale liquefatto. Per l’attività di trasporto è in corso il terzo periodo di regolazione, che ha avuto inizio

il 1 gennaio 2010 e terminerà il 31 dicembre 2013. Per l’attività di rigassificazione il terzo periodo di

regolazione ha avuto inizio il 1 ottobre 2008 e terminerà il 30 settembre 2012.

Punto di entrata Rn

Ciascuno dei punti o aggregato locale di punti fisici della Rete Nazionale dei Gasdotti in corrispondenza

dei quali il gas è consegnato dall’Utente al Trasportatore.

Tariffe di rigassificazione

Prezzi unitari applicati al servizio di rigassificazione. Comprendono tariffe di capacità impegnata

(“Capacity”) e tariffe per unità di energia trasportata (“Commodity”) connesse rispettivamente alla

capacità di rigassificazione richiesta dagli Utenti e ai volumi di gas scaricati dalle navi metaniere.

Tariffe di trasporto

Prezzi unitari applicati al servizio di trasporto e dispacciamento del gas naturale. Comprendono tariffe

di capacità impegnata (“Capacity”), tariffe per unità di energia trasportata (“Commodity”) connesse,

rispettivamente, alla capacità di trasporto richiesta dagli Utenti e alle quantità immesse in rete.

Termini tecnici

Gas naturale liquefatto (Gnl)

Gas naturale, costituito prevalentemente da metano liquefatto per raffreddamento a circa -160°C,

a pressione atmosferica, allo scopo di renderlo idoneo al trasporto mediante apposite navi cisterna

(metaniere) oppure allo stoccaggio in serbatoi. Per essere immesso nella rete di trasporto, il prodotto

liquido deve essere riconvertito allo stato gassoso in impianti di rigassificazione e portato alla pressione

di esercizio dei gasdotti.

61


ATTIVITà DI STOCCAGGIO DI GAS nATuRAlE

Termini commerciali

Fase di Erogazione

Periodo compreso tra il 1 novembre di ogni anno e il 31 marzo dell’anno successivo.

Fase di iniezione

Periodo compreso tra il 1 aprile e il 31 ottobre del medesimo anno.



delle tariffe per il servizio di stoccaggio del gas naturale. Il terzo periodo di regolazione ha avuto inizio il

1 gennaio 2011 e terminerà il 31 dicembre 2014.

Termini tecnici

Stoccaggio di modulazione

Lo stoccaggio di modulazione è finalizzato a soddisfare la modulazione dell’andamento orario, giornaliero

e stagionale della domanda.

Stoccaggio minerario

Lo stoccaggio minerario è necessario per motivi tecnici ed economici al fine di consentire lo svolgimento

ottimale della coltivazione di giacimenti di gas naturale nel territorio italiano.

Stoccaggio strategico

Lo stoccaggio strategico è finalizzato a sopperire la mancanza o riduzione degli approvvigionamenti da

importazioni extra UE o di crisi del sistema gas.


62


ATTIVITà DI DISTRIBuZIOnE DEl GAS nATuRAlE

Termini commerciali

Ambito Tariffario

L’ambito tariffario è l’ambito di determinazione delle tariffe per l’attività di distribuzione, formato dall’insieme delle

località servite attraverso il medesimo impianto di distribuzione. Nei casi in cui più enti locali affidino in forma

associata il servizio di distribuzione o gli stessi dichiarino di costituire un unico ambito tariffario, l’ambito tariffario

coincide con l’insieme delle località servite attraverso più impianti di distribuzione da uno o anche più esercenti.

Cliente finale

È il consumatore che acquista gas per uso proprio.

Codice di rete

Documento che stabilisce le norme che regolano i diritti e gli obblighi dei soggetti coinvolti nel processo

di erogazione del servizio di distribuzione del gas.

Concessione

Atto per mezzo del quale l’Ente locale affida a una società la gestione di un servizio che ricade nell’ambito

delle prerogative dell’Ente stesso e per il quale la società in questione assume il rischio di gestione.



delle tariffe per il servizio di distribuzione del gas. Attualmente è in corso il terzo periodo di regolazione,

che ha avuto inizio il 1 gennaio 2009 e terminerà il 31 dicembre 2012.

Punto di riconsegna

È il punto di confine tra l’impianto di distribuzione del gas e l’impianto di proprietà o gestito dal cliente

finale in cui l’impresa di distribuzione riconsegna il gas trasportato per la fornitura al Cliente finale e nel

quale avviene la misurazione.

Servizio di distribuzione gas

Servizio di trasporto di gas naturale attraverso reti di metanodotti locali da uno o più punti di consegna ai

punti di riconsegna, in genere a bassa pressione e in contesti urbani, per la consegna ai consumatori finali.

Termini tecnici

Gas distribuito

È il quantitativo di gas riconsegnato agli utenti della rete di distribuzione presso i punti di riconsegna.

Perequazione

Rappresenta la differenza tra i ricavi di competenza del periodo (VRT annuo) e quelli fatturati alle società di

vendita sulla base dei volumi distribuiti. La posizione netta nei confronti della Cassa Conguaglio viene definita

alla scadenza dell’anno termico ed è finanziariamente regolata nel corso dell’anno sulla base di acconti.

VRT (Vincolo dei Ricavi Totale)

È il valore totale dei ricavi ammessi per le società di distribuzione dall’autorità regolatrice a copertura dei

costi per l’erogazione del servizio di distribuzione e del servizio di misura.


Bilancio consolidato semestrale abbreviato

64


Snam Bilancio consolidato semestrale abbreviato / Schemi di bilancio

Stato patrimoniale

31.12.2011 30.06.2012

(milioni di €) Note Totale di cui verso parti

correlate Totale di cui verso parti

correlate

ATTIVITÀ

Attività correnti

Disponibilità liquide ed equivalenti 2 16

Crediti commerciali e altri crediti (4) 1.545 546 2.138 587

Rimanenze (5) 235 240

Attività per imposte sul reddito correnti 3 3

Attività per altre imposte correnti 5 5

Altre attività correnti (6) 33 2 46

1.823 2.448

Attività non correnti

Immobili, impianti e macchinari (7) 14.053 14.234

Rimanenze immobilizzate - Scorte d'obbligo 405 405

Attività immateriali (8) 4.444 4.493

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

(9) 319 310

Altre attività non correnti (10) 81 1 100 1

19.302 19.542

Attività non correnti destinate alla vendita (11) 25 12

TOTALE ATTIVITÀ 21.150 22.002

PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO

Passività correnti

Passività finanziarie a breve termine (12) 2.787 2.787 3.044 3.032

Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine (16) 1.612 1.612 406 406

Debiti commerciali e altri debiti (13) 1.344 277 1.567 473

Passività per imposte sul reddito correnti (14) 175 101

Passività per altre imposte correnti (15) 16 13

Altre passività correnti 211 78 193 100

6.145 5.324

Passività non correnti

Passività finanziarie a lungo termine (16) 6.800 6.800 8.300 6.800

Fondi per rischi e oneri (17) 527 614

Fondi per benefici ai dipendenti 107 108

Passività per imposte differite (18) 901 851

Altre passività non correnti (19) 869 188 1.010 225

9.204 10.883

Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita 9

TOTALE PASSIVITÀ 15.358 16.207

PATRIMONIO NETTO (20)

Patrimonio netto di Snam

Capitale sociale 3.571 3.571

Riserve 2.551 2.498

Utile netto 790 508

Azioni proprie (783) (783)

Acconto sul dividendo (338)

Totale patrimonio netto di Snam 5.791 5.794

Interessenze di terzi 1 1

TOTALE PATRIMONIO NETTO 5.792 5.795

TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 21.150 22.002

65



Conto economico

I semestre 2011 I semestre 2012

(milioni di €) Note Totale

di cui verso parti correlate Totale

di cui verso parti correlate

RICAVI (23)

Ricavi della gestione caratteristica 1.744 1.111 1.791 1.160

Altri ricavi e proventi 18 6 72 25

Totale ricavi 1.762 1.863

COSTI OPERATIVI (24)

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (292) (37) (328) (23)

Costo lavoro (170) (177)

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI (314) (345)

UTILE OPERATIVO 986 1.013

(ONERI) PROVENTI FINANZIARI (25)

Proventi finanziari 1 2

Oneri finanziari (106) (98) (126) (116)

Strumenti derivati (40) (40) (43) (43)

(145) (167)

PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI (26) 28 24

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 28 24

UTILE PRIMA DELLE IMPOSTE 869 870

Imposte sul reddito (27) (293) (362)

Utile netto 576 508

Di competenza:

- Snam 576 508

- Terzi azionisti

Utile per azione

- semplice (€ per azione) (28) 0,17 0,15

- diluito (€ per azione) (28) 0,17 0,15

Prospetto dell’utile complessivo

(milioni di €) Note I semestre 2011 I semestre 2012

Utile netto 576 508

Altre componenti dell’utile complessivo:

Variazione fair value derivati di copertura cash flow hedge (Quota efficace) 6 (54)

Effetto fiscale delle altre componenti dell’utile complessivo (1) 17

Totale altre componenti dell’utile complessivo al netto dell’effetto fiscale (20) 5 (37)

Totale utile complessivo dell’esercizio 581 471

Di competenza:

- Snam 581 471

- Terzi azionisti

581 471

66



Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto


(milioni di €) Cap

ital

e so

cial

e

Ris

erva

da

con

solid

amen

to

Ris

erva

so

prap

prez

zo a

zio

ni

Ris

erva

lega

le

Ris

erva

cas

h fl

ow h

edge

Alt

re r

iser

ve

Uti

li re

lati

vi a

ese

rciz

i pre

cede

nti

Uti

le n

etto

Azi

on

i pro

prie

Acc

on

to s

ul d

ivid

endo

To

tale

Cap

ital

e e

rise

rve

di t

erzi

azi

on

isti

To

tale

pat

rim

on

io n

etto

Patrimonio netto al 31 dicembre 2010 3.570 (1.713) 1.981 418 (49) 791 904 1.106 (789) (304) 5.915 1 5.916

Operazioni con gli azionisti:

- Attribuzione del dividendo (0,14 € per azione a saldo dell’acconto 2010 di 0,09 € per azione) (777) 304 (473) (473)

- Destinazione utile residuo esercizio 2010 45 284 (329)

- Aumento di capitale a fronte piani di stock option 1 1 1

- Azioni proprie cedute a fronte piani di stock option 5 (5) 5 5 5

1 5 45 (5) 284 (1.106) 5 304 (467) (467)

Utile complessivo dell’esercizio 2011 5 576 581 581

Altri movimenti del patrimonio netto:

- Effetto acquisizione di Italgas e Stogit 9 9 9

- Differenza del valore di carico delle azioni cedute e il prezzo di esercizio delle stock option esercitate dai dirigenti (1) (1) (1)

9 (1) 8 8

Patrimonio netto al 30 giugno 2011 3.571 (1.704) 1.986 463 (44) 786 1.187 576 (784) 6.037 1 6.038


- Acconto sul dividendo 2011 (0,10 € per azione)

(338) (338) (338)

- Aumendo di capitale a fronte dei piani di stock option

1 1 1

- Azioni proprie cedute a fronte piani di stock option

1 (1) 1 1 1

2 (1) 1 (338) (336) (336)

Utile complessivo del secondo semestre 2011

(126) 214 88 88



- Acquisizione rami aziendali (2) (2)

- Oneri per aumento del capitale sociale 1 1

3 (2) 1 2 2

Patrimonio netto al 31 dicembre 2011 (Nota 20) 3.571 (1.701) 1.988 463 (170) 783 1.188 790 (783) (338) 5.791 1 5.792


- Attribuzione del dividendo (0,14 € per azione a saldo dell’acconto 2011 di 0,10 € per azione)

35 (56) (790) 338 (473) (473)

- Riclassifica riserva soprapprezzo azioni (216) 216

(216) 251 (56) (790) 338 (473) (473)

Utile complessivo dell’esercizio 2011 (37) 508 471 471



- Riclassifica riserve da prima applicazione IFRS

(19) 19

5 (19) 19 5 5

Patrimonio netto al 30 giugno 2012 (Nota 20) 3.571 (1.696) 1.772 714 (207) 764 1.151 508 (783) 5.794 1 5.795

67



Rendiconto finanziario

(milioni di €) Note I semestre 2011 I semestre 2012

Utile netto 576 508

Rettifiche per ricondurre l'utile dell'esercizio al flusso di cassa da attività operativa:

Ammortamenti (24) 322 345

Svalutazioni (rivalutazioni) di attività materiali e immateriali (8)

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (26) (28) (24)

Minusvalenze nette su cessioni, radiazioni e eliminazioni di attività 6

Interessi attivi (1) (2)

Interessi passivi 140 161

Imposte sul reddito (27) 293 362

Altre variazioni (7)

Variazioni del capitale di esercizio:

- Rimanenze (7) 35

- Crediti commerciali (153) (431)

- Debiti commerciali (86) 221

- Fondi per rischi e oneri 182 12

- Altre attività e passività 80 (26)

Flusso di cassa del capitale di esercizio 16 (189)

Variazione fondi per benefici ai dipendenti 1

Dividendi incassati 29 2

Interessi incassati 1 3

Interessi pagati (140) (161)

Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati (325) (392)


- di cui verso parti correlate (30) 985 1.136

Investimenti:

- Immobili, impianti e macchinari (492) (351)

- Attività immateriali (166) (142)

- Imprese entrate nell’area di consolidamento e rami d’azienda 9 (26)

- Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento (152) (186)

Flusso di cassa degli investimenti (801) (705)

Disinvestimenti:

- Immobili, impianti e macchinari 5 27

- Variazione debiti e crediti relativi all’attività di disinvestimento

Flusso di cassa dei disinvestimenti 5 27

Flusso di cassa netto da attività di investimento (796) (678)

- di cui verso parti correlate (30) (200) (68)

Assunzione di debiti finanziari a lungo termine 422 1.521

Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (320) (1.227)

Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine 283 257

385 551

Apporti netti di capitale proprio 5

Dividendi distribuiti ad azionisti Snam (473) (473)

Flusso di cassa netto da attività di finanziamento (83) 78

- di cui verso parti correlate (30) 122 (1.224)

Flusso di cassa netto del periodo (5) 14

Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo 8 2

Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo 3 16

68


Snam Bilancio consolidato semestrale abbreviato / Note al bilancio

Note al bilancio consolidato semestrale abbreviato

INFORMAZIONI gENERALI

Snam opera nelle attività regolate di trasporto di gas naturale, di rigassificazione del Gas Naturale Liquefatto (GNL), di

stoccaggio e di distribuzione del gas naturale. Tali attività sono svolte avvalendosi di un sistema integrato di infrastrutture,

tutte localizzate in Italia.

La controllante Snam S.p.A. è una società di diritto italiano quotata alla Borsa di Milano, domiciliata in San Donato Milanese

(MI), in Piazza Santa Barbara n. 7. Alla data del 30 giugno 2012, Eni S.p.A. deteneva il 52,53%1 del capitale sociale di Snam S.p.A..

1) Criteri di redazione

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato è redatto secondo le disposizioni dello IAS 34 “Bilanci intermedi”. Gli schemi

di bilancio sono gli stessi adottati nella Relazione finanziaria annuale. Nel bilancio consolidato semestrale abbreviato sono

applicati gli stessi principi di consolidamento e gli stessi criteri di valutazione illustrati in sede di redazione della Relazione

finanziaria annuale, a cui si fa rinvio, fatta eccezione per i principi contabili internazionali entrati in vigore a partire dal 1 gennaio

2012, illustrati nella sezione della Relazione Finanziaria Annuale 2011 “Principi contabili e interpretazioni emessi dallo IASB/

IFRIC” a cui si rimanda. Le note al bilancio sono presentate in forma sintetica.

Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile. I debiti e i crediti tributari per

imposte correnti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/dalle autorità fiscali applicando le normative

fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura del periodo e le aliquote stimate su base annua.

Le imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le imprese controllate congiuntamente con altri soci, le imprese

collegate nonché le altre partecipazioni rilevanti, la cui informativa è prevista a norma dell’art. 126 della deliberazione Consob

n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni, sono distintamente indicate nell’allegato “Imprese e partecipazioni

rilevanti di Snam al 30 giugno 2012”, che è parte integrante delle presenti note.

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2012, approvato dal Consiglio di Amministrazione della Snam S.p.A.

nella riunione del 30 luglio 2012, è sottoposto a revisione contabile limitata da parte della Reconta Ernst & Young S.p.A. La

revisione contabile limitata comporta un’estensione di lavoro significativamente inferiore a quella di una revisione contabile

completa svolta secondo gli statuiti principi di revisione.

I valori delle voci di bilancio e delle relative note, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro.

2) Utilizzo di stime contabili

Con riferimento alla descrizione dell’utilizzo di stime contabili si fa rinvio a quanto indicato nella Relazione finanziaria annuale.

3) Principi contabili di recente emanazione

Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione, oltre a quanto indicato nella Relazione

finanziaria annuale a cui si rinvia, sono di seguito riportate le principali pronunce dello IASB non ancora omologate dalla

Commissione Europea.

In data 28 giugno 2012, lo IASB ha emesso il documento “Consolidated Financial Statements, Joint Arrangements and

Disclosure of Interests in Other Entities: Transition Guidance (Amendments to IFRS 10, IFRS 11 and IFRS 12)” che fornisce alcuni

chiarimenti e semplificazioni con riferimento ai transition requirements dei principi IFRS 10, IFRS 11 e IFRS 12. Le disposizioni

sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2013.

In data 17 maggio 2012, lo IASB ha emesso il documento “Annual Improvements to IFRSs 2009 – 2011 Cycle” contenente

1 In data 18 luglio 2012 Eni ha ceduto, ad investitori istituzionali, il 5% del capitale sociale.

69



modifiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi contabili internazionali. Le disposizioni sono efficaci a

partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1 gennaio 2013.

Allo stato Snam sta analizzando i principi indicati e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.

ATTIVITÀ CORRENTI

4) Crediti commerciali e altri crediti

I crediti commerciali e altri crediti di 2.138 milioni di euro (1.545 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si analizzano come segue:

(milioni di €) 31.12.2011 30.06.2012

Crediti commerciali 1.367 1.798

Crediti finanziari:

- Strumentali all’attività operativa 2 2

Altri crediti 176 338

1.545 2.138

I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di 39 milioni di euro (parimenti al 31 dicembre 2011). La movimentazione

del fondo svalutazione crediti avvenuta nel semestre è di seguito riportata:

(milioni di €) Sald

o a

ll'1

.1.2

01

2

Acc

anto

nam

enti

Uti

lizzi

per

esu

bero

Sald

o a

l 30

.06

.20

12

Crediti commerciali 36 1 (1) 36

Altri crediti 3 3

39 1 (1) 39

I crediti commerciali di 1.798 milioni di euro (1.367 milioni di euro al 31 dicembre 2011) sono relativi principalmente ai settori

di attività trasporto (1.000 milioni di euro), stoccaggio (560 milioni di euro) e distribuzione di gas naturale (226 milioni di euro).

I crediti commerciali relativi al settore di attività trasporto di gas naturale (1.000 milioni di euro) includono i crediti derivanti

dalla prestazione del servizio di bilanciamento del gas naturale (572 milioni di euro), in applicazione dalla deliberazione

dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ARG/gas 45/11. In base a tale provvedimento, l’impresa maggiore di trasporto

del gas naturale (Snam Rete Gas S.p.A.), assume la responsabilità del bilanciamento complessivo del sistema di trasporto

di gas naturale, approvvigiona le risorse di stoccaggio necessarie alla copertura dei disequilibri di bilanciamento dei singoli

utenti, e provvede al regolamento del saldo delle partite economiche. La normativa prevede, in ogni caso, garanzie a tutela

della neutralità del Responsabile del Bilanciamento. In particolare, l’attuale disciplina regolatoria, prevede inoltre che, qualora

emergessero costi connessi a crediti non recuperabili per effetto dell’insolvenza degli utenti del bilanciamento non coperta dal

sistema di garanzie, Snam Rete Gas ne dà comunicazione all’Autorità, che ne definisce le modalità di recupero attraverso un

apposito corrispettivo. A tal fine, la Delibera ARG/Gas n. 155/11, con riferimento alle partite economiche insorte nell’ambito

del sistema di bilanciamento di merito economico dal 1 dicembre 2011, dispone che il Responsabile del Bilanciamento riceverà

dalla Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico il valore dei crediti non corrisposti entro il termine del mese successivo a quello

di comunicazione2.

2 Il Responsabile del Bilanciamento effettuerà la comunicazione, decorsi quattro mesi dalla scadenza delle fatture non pagate.

70



I crediti commerciali relativi al settore di attività stoccaggio (560 milioni di euro), si riferiscono principalmente all’applicazione

dei corrispettivi derivanti dall’utilizzo, da parte degli utenti, del gas strategico non reintegrato dagli stessi utenti nei termini

stabiliti dal Codice di Stoccaggio che, quando incassati, sulla base del quadro regolatorio in vigore, saranno versati alla Cassa

Conguaglio Settore Elettrico. In considerazione dell’attuale quadro normativo (cfr. deliberazione ARG/gas 119/10 art. 10,

comma 5 dell’Allegato A), che lascia l’impresa di Stoccaggio in posizione di neutralità rispetto agli effetti derivanti dal prelievo

di gas strategico da parte degli utenti, a fronte dei crediti per l’utilizzo del gas strategico non reintegrato, si è provveduto ad

iscrivere una passività di pari importo3.

Nel corso del primo semestre 2012 sono state poste in essere operazioni di cessione pro-soluto not notification di crediti

commerciali, anche non scaduti, per un importo nominale di 117 milioni di euro con un incremento delle disponibilità liquide

di pari importo. La cessione ha riguardato crediti commerciali relativi al settore di attività trasporto di gas naturale. In forza

delle disposizioni contrattuali stabilite, Snam provvede alla gestione degli incassi dei crediti ceduti e, nei limiti degli stessi, al

trasferimento delle somme ricevute alla società di factor.

Gli altri crediti di 338 milioni di euro (176 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si analizzano come segue:

(milioni di €) 31.12.2011 30.06.2012

- Crediti IRES per il Consolidato Fiscale Nazionale 35 115

- Crediti per attività di investimento/disinvestimento 41 49

- Crediti per IVA di Gruppo 4 1

Altri crediti:

- Cassa Conguaglio Settore Elettrico 26 95

- Acconto IVA 26

- Acconti a fornitori 26 19

- Altri 18 59

96 173

176 338

I crediti IRES per il Consolidato Fiscale Nazionale (115 milioni di euro) riguardano: (i) maggiori acconti versati rispetto alle

imposte di competenza (105 milioni di euro); (ii) crediti verso la controllante Eni (10 milioni di euro) relativi all’istanza di

rimborso dell’IRES per il 10% dell’IRAP relativa ai periodi d’imposta 2004, 2005, 2006 e 2007 (ex articolo 6, Decreto Legge n.

185 del 28 novembre 2008, convertito dalla Legge n. 2 del 28 gennaio 2009).

I crediti per attività di investimento/disinvestimento (49 milioni di euro) si riferiscono a contributi privati, iscritti a fronte di

attività di investimento (20 milioni di euro), e a crediti per cessioni di attività materiali e immateriali (29 milioni di euro).

I crediti verso la Cassa Conguaglio Settore Elettrico (95 milioni di euro) riguardano: (i) crediti per Titoli di Efficienza Energetica

(TEE)4 (59 milioni di euro); (ii) componenti tariffarie aggiuntive del settore di attività distribuzione di gas naturale (36 milioni

di euro).

3 A fronte di prelievi da parte di utenti di Stogit di gas strategico non reintegrato dai medesimi nei termini previsti dal Codice di Stoccaggio, Snam ha avviato nei loro confronti fin dal 2011 numerose iniziative, anche in sede giudiziale.In particolare, per il recupero delle somme dovute, la Società ha richiesto ed ottenuto due decreti ingiuntivi – per uno dei quali, nel giudizio di opposizione, è stata concessa la provvisoria esecuzione – promosso giudizi in sede ordinaria finalizzati ad ottenere un’ordinanza di ingiunzione di pagamento ed avviato un procedimento d’urgenza per il reintegro del gas prelevato, per il quale è in corso il giudizio di merito.

4 Il D. Lgs. 164 del 23 maggio 2000 ha previsto che le aziende distributrici di gas naturale perseguano obiettivi di riduzione dei consumi e di risparmio energetico da conseguire attraverso processi di incremento di efficienza energetica e che, a fronte dei risultati ottenuti siano loro riconosciuti i cosiddetti Titoli di Efficienza Energetica (istituiti con i DD.MM. 20 luglio 2004). Il raggiungimento degli obiettivi di incremento di efficienza energetica può avvenire oltre che attraverso la realizzazione di progetti di efficienza energetica, anche acquistando i Titoli di Efficienza Energetica da altri soggetti. Una volta raggiunto l’obiettivo di efficienza energetica, l’annullamento dei Titoli di Efficienza Energetica genera un rimborso da parte della Cassa Conguaglio Settore elettrico sulla base di appositi fondi, costituti attraverso l’incremento della tariffa di distribuzione.

71



La voce residuale “Altri”, pari a 59 milioni di euro, riguarda essenzialmente (i) crediti per dividendi da ricevere (30 milioni

di euro) relativi a partecipazioni a controllo congiunto del settore di attività distribuzione di gas naturale; (ii) crediti verso

Amministrazioni pubbliche (13 milioni di euro).

La valutazione al fair value dei crediti commerciali e altri crediti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di

tempo intercorrente tra il sorgere del credito e la sua scadenza.

Non vi sono crediti in moneta diversa dall’euro. I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 30 “Rapporti con parti

correlate”.

5) Rimanenze

Le rimanenze di 240 milioni di euro (235 milioni di euro al 31 dicembre 2011) sono analizzate nella tabella seguente:

31.12.2011 30.06.2012

(milioni di €)

Valore Lordo

Fondo Svalutazione

Valore Netto

Valore Lordo

Fondo Svalutazione

Valore Netto Variazione

Materie prime, sussidiarie e di consumo 194 (6) 188 212 (6) 206 18

Prodotti finiti e merci 47 47 34 34 (13)

241 (6) 235 246 (6) 240 5

Le rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consumo (206 milioni di euro) sono costituite principalmente da: (i) gas

naturale utilizzato per l’attività di trasporto (137 milioni di euro); (ii) materiali a scorta relativi alla rete gasdotti (39 milioni

di euro) e alla rete di distribuzione (20 milioni di euro).

Le rimanenze di prodotti finiti e merci ( 34 milioni di euro) riguardano il gas naturale presente nel sistema di stoccaggio (422

milioni di standard metri cubi; 585 milioni di standard metri cubi al 31 dicembre 2011) e non includono le scorte d’obbligo,

iscritte tra le attività non correnti dello stato patrimoniale.

Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di 6 milioni di euro (6 milioni di euro al 31 dicembre 2011),

costituito per tener conto della lenta movimentazione dei materiali a scorta.

Sulle rimanenze non sono costituite garanzie reali. Non vi sono rimanenze a garanzia di passività, né rimanenze iscritte al

valore netto di realizzo.

6) Altre attività correnti

Le altre attività correnti di 46 milioni di euro (33 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si analizzano come segue:

(milioni di €) 31.12.2011 30.06.2012

Ratei attivi da attività regolate 11 12

11 12

Altre attività correnti:

- Risconti attivi 22 34

22 34

33 46

I ratei attivi da attività regolate (12 milioni di euro) riguardano: (i) i corrispettivi di scostamento dell’anno termico 2007-

2008 di cui alla deliberazione ARG/gas 27/10, restituiti agli utenti del servizio di trasporto nel corso del 2011 e da recuperare

tramite adeguamento tariffario (7 milioni di euro); (ii) la quota corrente (5 milioni di euro), delle attività iscritte a fronte del

riconoscimento, da parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, dei maggiori oneri sostenuti nel secondo periodo della

72



regolazione (1 ottobre 2005 – 31 dicembre 2009) per l’acquisto del gas combustibile utilizzato nell’attività di trasporto5.

I risconti attivi (34 milioni di euro) si riferiscono principalmente alla quota corrente dei risconti relativi alle “Up - Front fee”,

dovute alle Banche finanziatrici, a fronte del mandato per la strutturazione e sottoscrizione di un finanziamento in pool di

11 miliardi di euro, e alle “Up - Front fee” e all’imposta sostitutiva, relative alla concessione di una linea di credito revolving di

1,5 miliardi di euro, con scadenza 31 luglio 2016 (23 milioni di euro)6; (ii) al conguaglio, da ricevere in natura dagli utenti del

servizio di trasporto del gas naturale, determinato come differenza tra le quantità di gas combustibile utilizzate nel 2010 per

lo svolgimento del servizio e le quantità allocate dagli utenti nel medesimo anno, ai sensi della deliberazione ARG/gas 184/09


ATTIVITÀ NON CORRENTI

7) Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari di 14.234 milioni di euro (14.053 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si analizzano come

segue:

(milioni di €) Val

ore

lo

rdo

al 3

1 d

icem

bre

20

11

Fon

di a

mm

ort

amen

to e

sva

luta

zio

ne

al 3

1 d

icem

bre

20

11

Val

ore

net

to a

l 31

dic

embr

e 2

01

1

Inve

stim

enti

Am

mo

rtam

enti

e s

valu

tazi

on

i

Dis

mis

sio

ni

Alt

re v

aria

zio

ni

Val

ore

net

to a

l 30

giu

gno

20

12

Val

ore

lo

rdo

al 3

0 g

iugn

o 2

01

2

Fon

di a

mm

ort

amen

to e

sva

luta

zio

ne

al 3

0 g

iugn

o 2

01

2 (

*)

Immobili, impianti e macchinari 19.476 (5.423) 14.053 356 (255) (3) 83 14.234 19.925 (5.691)

(*) Di cui fondo svalutazione 7 milioni di euro.

Gli investimenti del periodo ammontano a 356 milioni di euro7 (488 milioni di euro nel primo semestre 2011) e sono riferiti

principalmente al settore di attività trasporto (292 milioni di euro) e stoccaggio di gas naturale (61 milioni di euro).

Le altre variazioni (83 milioni di euro) riguardano essenzialmente: (i) la revisione delle stime dei costi per abbandono e ripristino

dei siti di stoccaggio di gas naturale (+63 milioni di euro) dovuta ai minori tassi di attualizzazione attesi; (ii) la riclassifica (+25

milioni di euro) dalla voce “Attività non correnti destinate alla vendita” di un complesso immobiliare di proprietà Italgas; (iii)

la variazione delle rimanenze di tubazioni acquistate per le attività di investimento e non ancora impiegate nelle attività di

realizzazione degli impianti (+7 milioni di euro); (iv) i contributi di periodo (-12 milioni di euro).

L’ammontare degli impegni contrattuali in essere per l’acquisto di immobili impianti e macchinari, nonché di beni e servizi

connessi alla loro realizzazione è indicato alla nota n. 22“ Garanzie, impegni e rischi”.

5 L’iscrizione di tali attività fa seguito alle deliberazioni VIS 8/09, ARG/Gas 184/09 e ARG/gas 218/10, con le quali l’Autorità ha riconosciuto alla Società i maggiori oneri sostenuti rispettivamente negli anni termici 2005-2006 e 2006-2007 (45 milioni di euro complessivamente), nell’anno termico 2007-2008 (34 milioni di euro), e nel periodo 1 ottobre 2008-31 dicembre 2009 (55 milioni di euro). Ai sensi dell’art. 6 della deliberazione ARG/gas 184/09 il riconoscimento dei costi addizionali è oggetto di conguaglio con gli utenti, tramite adeguamento tariffario: (i) a partire dal 1 gennaio 2010 per i costi addizionali sostenuti negli anni termici 2005-2006, 2006-2007 e 2007-2008; (ii) a partire dal 1 gennaio 2011 per i costi addizionali sostenuti dalla Società nel periodo 1 ottobre 2008 - 31 dicembre 2009.

6 Le commissioni, da pagarsi una - tantum (Up - Front Fee), così come l’imposta sostitutiva, sono da considerarsi come “Costi di transazione” ai sensi dello IAS 39; i relativi oneri sono ripartiti lungo la durata (vita attesa) dello strumento finanziario. Informazioni sul rifinanziamento del debito sono illustrate nel capitolo “Highlight - Fatti di rilievo avvenuti nel primo semestre 2012” della Relazione intermedia sulla gestione.

7 Per maggiori informazioni sugli investimenti di periodo si rimanda al capitolo “Andamento della gestione nei settori di attività” della Relazione intermedia sulla gestione.

73



Attività materiali per settore di attività

Le attività materiali si analizzano per settore di attività come segue:

(milioni di €) 31.12.2011 30.06.2012

Attività materiali lorde


- Corporate 12

- Trasporto 16.225 16.498

- Rigassificazione 128 128

- Stoccaggio 2.643 2.766

- Distribuzione 480 521

Totale 19.476 19.925

Fondo ammortamento e svalutazione

- Corporate (10)

- Trasporto (4.470) (4.672)

- Rigassificazione (39) (42)

- Stoccaggio (659) (687)

- Distribuzione (255) (280)

Totale (5.423) (5.691)

Attività materiali nette

- Corporate 2

- Trasporto 11.755 11.826

- Rigassificazione 89 86

- Stoccaggio 1.984 2.079

- Distribuzione 225 241

14.053 14.234

8) Attività immateriali

Le attività immateriali di 4.493 milioni di euro (4.444 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si analizzano come segue:


ore

lo

rdo

al 3

1 d

icem

bre

20

11

Fon

di a

mm

ort

amen

to e

sv

alut

azio

ne

al 3

1 d

icem

bre

20

11

Val

ore

net

to a

l 31

dic

embr

e 2

01

1

Inve

stim

enti

Am

mo

rtam

enti

e

sval

utaz

ion

i

Dis

mis

sio

ni

Alt

re v

aria

zio

ni

Val

ore

net

to a

l 30

giu

gno

2

01

2

Val

ore

lo

rdo

al 3

0 g

iugn

o

20

12

Fon

di a

mm

ort

amen

to e

sv

alut

azio

ne

al 3

0 g

iugn

o

20

12

(*)

Attività immateriali:

- A vita utile definita 7.784 (3.349) 4.435 168 (90) (24) (5) 4.484 7.885 (3.401)

- A vita utile indefinita 9 9 9 9

7.793 (3.349) 4.444 168 (90) (24) (5) 4.493 7.894 (3.401)

(*) Di cui fondo svalutazione 1 milione di euro.

74



Le attività immateriali a vita utile definita (4.484 milioni di euro) riguardano principalmente: (i) le attività rilevate a fronte

degli accordi per servizi in concessione (ex IFRIC 12) relative al settore di attività distribuzione del gas naturale (3.659 milioni

di euro); (ii) le concessioni per l’esercizio dell’attività di stoccaggio del gas naturale (655 milioni di euro).

Le attività immateriali a vita utile indefinita si riferiscono esclusivamente all’avviamento rilevato in occasione dell’acquisto, da

parte di Italgas, del 100% delle azioni di Siciliana Gas (9 milioni di euro).

Ai fini della determinazione del valore recuperabile, l’avviamento è stato allocato alla cash generating unit costituita dalle

attività di distribuzione di gas naturale. Il valore recuperabile della cash generating unit è stato stimato attraverso valutazioni

di tipo patrimoniale/reddituale con riferimento al valore degli asset riconosciuto ai fini tariffari (RAB - Regulated Asset Based),

e a ulteriori componenti reddituali derivanti dalla regolazione, ed è superiore al valore di iscrizione della cash generating unit.

Gli investimenti in attività immateriali di 168 milioni di euro (193 milioni di euro nel primo semestre 2011) si riferiscono: (i) alla

costruzione e al potenziamento delle infrastrutture di distribuzione di gas naturale (155 milioni di euro); (ii) a progetti interni

di sviluppo di sistemi informativi (13 milioni di euro).

Le altre variazioni (-5 milioni di euro) riguardano: (i) i contributi di periodo (-26 milioni di euro); (ii) la riclassifica alla voce

“Attività non correnti destinate alla vendita” di alcuni assets relativi al settore distribuzione di gas naturale (-10 milioni di euro);

(iii) i rami d’azienda acquisiti o derivanti da gara riaggiudicata (+31 milioni di euro) relativi principalmente a infrastrutture di

distribuzione del gas nei comuni di Cernusco sul Naviglio e Sulmona.

L’ammontare degli impegni contrattuali in essere per l’acquisto di attività immateriali nonché di servizi connessi alla loro

realizzazione è indicato alla nota n. 22 ”Garanzie, impegni e rischi”.

9) Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto di 310 milioni di euro (319 milioni di euro al 31 dicembre 2011)

sono relative alle partecipazioni del settore di attività distribuzione e si analizzano come segue:

30.06.2012


ore

iniz

iale

Plus

vale

nze

da

valu

tazi

on

e a

l pa

trim

on

io n

etto

Var

iazi

on

e de

ll’a

rea

di

con

solid

amen

to

Dec

rem

ento

per

di

vide

ndi

Val

ore

fin

ale

Partecipazioni valutate col metodo del patrimonio netto 319 24 (1) (32) 310

319 24 (1) (32) 310

Le plusvalenze da valutazione con il metodo del patrimonio netto di 24 milioni di euro riguardano principalmente le imprese

Azienda Energia e Servizi Torino S.p.A. (15 milioni di euro) e Toscana Energia S.p.A. (8 milioni di euro).

Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto e collegate sono indicate nell’allegato “Imprese e partecipazioni

rilevanti di Snam al 30 giugno 2012” che costituisce parte integrante delle presenti note.

10) Altre attività non correnti

Le altre attività non correnti di 100 milioni di euro (81 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si analizzano come segue:

(milioni di €) 31.12.2011 30.06.2012

Ratei attivi da attività regolate 66 76

Altre attività non correnti:

- Risconti attivi 6 16

- Depositi cauzionali 6 6

- Altre attività 3 2

15 24

81 100

75



I ratei attivi da attività regolate (76 milioni di euro) riguardano essenzialmente la quota non corrente (67 milioni di euro) dei

minori importi fatturati, relativi al servizio di trasporto di gas naturale rispetto al vincolo stabilito dall’autorità per l’Energia

Elettrica e il Gas.

I risconti attivi (16 milioni di euro) si riferiscono principalmente alla quota non corrente dei risconti relativi alle “Up - Front fee”

e all’imposta sostitutiva dovute alle Banche finanziatrici8.

11) Attività destinate alla vendita

Le attività destinate alla vendita di 12 milioni di euro (25 milioni di euro al 31 dicembre 2011) riguardano principalmente

impianti relativi al servizio di distribuzione del gas naturale aggiudicato, tramite gara ai sensi del D.Lgs 164/2000, da un altro

operatore (10 milioni di euro).

Nel primo semestre 2012 sono stati riclassificati alle voci “Immobili, impianti e macchinari” e “Fondi rischi ed oneri” gli importi

rispettivamente pari a 25 milioni di euro e 9 milioni di euro.

PASSIVITÀ CORRENTI

12) Passività finanziarie a breve termine

Le passività finanziarie a breve termine di 3.044 milioni di euro (2.787 milioni di euro al 31 dicembre 2011) sono interamente

denominate in euro e sono relative a linee di credito con Eni S.p.A..

Le passività finanziarie a breve termine includono unicamente finanziamenti a tasso variabile. Il tasso di interesse medio

ponderato sui debiti finanziari a breve termine è dello 0,63% e dell’1,17% rispettivamente per il primo semestre 2011 e 2012.

Il valore di mercato delle passività finanziarie a breve termine è equivalente al valore contabile.

Al 30 giugno 2012 non risultano inadempimenti di clausole o violazioni contrattuali connesse a contratti di finanziamento.

13) Debiti commerciali e altri debiti

I debiti commerciali e altri debiti di 1.567 milioni di euro (1.344 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si analizzano come segue:

(milioni di €) 31.12.2011 30.06.2012

Debiti commerciali 556 777

Debiti per attività di investimento 486 308

Altri debiti 302 482

1.344 1.567

I debiti commerciali di 777 milioni di euro (556 milioni di euro al 31 dicembre 2011) sono relativi principalmente ai settori di

attività trasporto (512 milioni di euro), distribuzione (194 milioni di euro) e corporate (61 milioni di euro).

I debiti per attività di investimento di 308 milioni di euro (486 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si riferiscono essenzialmente

ai settori di attività trasporto (175 milioni di euro), distribuzione di gas naturale (53 milioni di euro) e stoccaggio di gas naturale


8 Per maggiori informazioni si veda la nota n. 6 “Altre attività correnti”.

76



Gli altri debiti di 482 milioni di euro (302 milioni di euro al 31 dicembre 2011) sono di seguito analizzati:

(milioni di €) 31.12.2011 30.06.2012

Debiti per il Consolidato Fiscale Nazionale 19 176

Debiti per Iva di Gruppo 20 25

Altri debiti:

- Debiti verso la Cassa Conguaglio Settore Elettrico 141 150

- Debiti verso il personale dipendente 51 36

- Debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale 23 26

- Acconti e anticipi 5 25

- Debiti verso amministrazioni pubbliche 20 14

- Altri 23 30

263 281

302 482

I debiti verso la Cassa Conguaglio Settore Elettrico (150 milioni di euro) si riferiscono a componenti tariffarie accessorie relative

principalmente: (i) al settore di attività trasporto (agevolazioni tariffarie ai clienti del settore gas in stato di disagio e misure ed

interventi per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore del gas naturale, corrispettivi di interrompibilità

e di capacità rete regionale), ai sensi delle deliberazioni ARG/com 93/10, ARG/gas 177/10, 277/07 e 45/07 dell’Autorità per

l’Energia Elettrica e per il Gas (100 milioni di euro); (ii) al settore stoccaggio (copertura del conto squilibri di perequazione), ai sensi

della deliberazione n. 50/06 (33 milioni di euro); (iii) al settore di attività distribuzione (risparmio energetico, qualità dei servizi gas,

squilibri perequazione, utenza disagiata), ai sensi principalmente della deliberazione ARG/gas 159/08 (16 milioni di euro).

I debiti verso Amministrazioni Pubbliche (14 milioni di euro) riguardano in prevalenza debiti verso comuni per canoni di

concessione inerenti all’attività di distribuzione.

La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerando il breve periodo di

tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.

I debiti verso parti correlate sono illustrati alla nota n. 30 “Rapporti con parti correlate”.

14) Passività per imposte sul reddito correnti e passività per altre imposte correnti

Le passività per imposte sul reddito correnti di 101 milioni di euro (175 milioni di euro al 31 dicembre 2011) riguardano

l’addizionale IRES (c.d. “Robin Hood Tax”), relativa ai settori di attività trasporto e distribuzione di gas naturale (59 milioni di

euro), e l’IRAP (42 milioni di euro).

Le passività per altre imposte correnti di 13 milioni di euro (16 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si riferiscono essenzialmente

a ritenute IRPEF sul lavoro dipendente (9 milioni di euro) e a debiti per IVA, ad esigibilità differita, da versare ad enti pubblici


15) Altre passività correnti

Le altre passività correnti di 193 milioni di euro (211 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si analizzano come segue:

(milioni di €) 31.12.2011 30.06.2012

Ratei e risconti passivi da attività regolate 129 89

Strumenti derivati:

- Fair value su contratti derivati 75 90

- Ratei per differenziali di interessi su contratti derivati 3 8

78 98

Altre passività correnti:

- Risconti per ricavi e proventi anticipati 4 6

211 193

77



I ratei e risconti passivi da attività regolate di 89 milioni di euro si riferiscono: (i) al settore di attività stoccaggio di gas naturale

(51 milioni di euro) e riguardano i corrispettivi per il bilanciamento e per la reintegrazione degli stoccaggi, da restituire agli

utenti del servizio secondo quanto disposto dalla deliberazione n. 50/06 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas); (ii) al

settore di attività trasporto (38 milioni di euro) e riguardano la quota a breve termine dei maggiori ricavi fatturati rispetto al

vincolo stabilito dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, e le penali addebitate agli utenti che hanno superato la capacità

impegnata, oggetto di restituzione tramite adeguamento tariffario ai sensi della deliberazione n. 166/05.

Di seguito sono riepilogate le informazioni relative al fair value dei contratti derivati in essere al 30 giugno 2012:

(milioni di €) 31.12.2011 30.06.2012

Contratti su tassi di interesse Attività Passività Attività Passività

Fair Value Interest Rate Swap (263) (316)

A dedurre:

- Quota non corrente 188 226

Quota corrente (75) (90)

Il fair value dei contratti derivati di copertura, nonché la classificazione tra attività/passività oltre i 12 mesi (non corrente) o

come attività/passività entro i 12 mesi (corrente) sono stati determinati considerando modelli di valutazione diffusi in ambito

finanziario e utilizzando parametri di mercato alla data di chiusura del semestre.

(milioni di €)

Tipologia contratto D

eco

rren

za c

on

trat

to

(dat

a)

Scad

enza

co

ntr

atto

(d

ata)

Dur

ata

(an

ni)

Val

ore

no

min

ale

(mili

on

i di €

)

Tas

so v

endu

to

Tas

so a

cqui

stat

o

Val

ore

di m

erca

to

(mili

on

i di €

)

31.12.2011 30.06.2012 31.12.2011 30.06.2012

Interest rate swap 24.11.2005 24.11.2015 10 500 500 euribor tasso fisso (44) (48)

Interest rate swap 26.03.2007 26.03.2012 5 500 euribor tasso fisso (3)








Interest rate swap 20.09.2010 9.05.2012 2 200 euribor tasso fisso





Interest rate swap 4.10.2010 4.10.2012 2 300 300 euribor tasso fisso (1)





6.435 5.735 (266) (324)

78



Le variazioni negative del fair value imputate in diminuzione del patrimonio netto nel primo semestre 2012, al netto del relativo

effetto fiscale, ammontano a 37 milioni di euro (121 milioni di euro al 31 dicembre 2011).

Al 30 giugno 2012 Snam ha in essere n.17 contratti derivati di copertura Cash Flow Hedge. Nel corso del primo semestre 2012

sono giunti a scadenza 2 contratti derivati collegati ad altrettanti finanziamenti.

PASSIVITÀ NON CORRENTI

16) Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine

Le passività finanziarie a lungo termine, comprese le quote a breve termine, di 8.706 milioni di euro (8.412 milioni di euro al

31 dicembre 2011) si analizzano come segue:

31.12.2011 30.06.2012

(milioni di €)

Quote a breve

termine

Quote a lungo

termine Totale

Quote a breve

termine

Quote a lungo

termine Totale

Banche 1.500 1.500

Controllanti 1.612 6.800 8.412 406 6.800 7.206

1.612 6.800 8.412 406 8.300 8.706

I finanziamenti di Snam sono concessi principalmente da Eni S.p.A.. L’incremento delle passività finanziarie a lungo termine,

comprensivo delle quote a breve, è dovuto principalmente al saldo netto tra le accensioni (1.500 milioni di euro) e i rimborsi

(1.200 milioni di euro relativi a finanziamenti con Eni) di debiti finanziari. In particolare, i debiti verso altri finanziatori

riguardano l’erogazione di due tranches relative a una linea di credito revolving a tasso variabile con scadenza il 31 luglio

2016, di importo pari rispettivamente a 1.000 e 500 milioni di euro. Il finanziamento di 500 milioni di euro, è stato convertito

in finanziamento a tasso fisso, tramite un contratto derivato di IRS già in essere. Tale operazione, nel quadro generale

delineato dal DPCM del 25 maggio 2012, rientra nel piano generale di rifinanziamento del debito posto in essere da Snam9.

9 Maggiori informazioni sull’operazione di rifinanziamento del debito di Snam, sono fornite al capitolo “Highlight – Fatti di rilievo avvenuti nel primo semestre 2012” della Relazione intermedia sulla gestione.

79



L’analisi delle passività finanziarie a lungo termine, comprese le quote a breve termine (8.706 milioni di euro) è la seguente:

(milioni di €)

Soggetto erogante Valuta Importo

Tasso Fisso (F) Tasso

variabile (V)Tipologia Rimborso

Data di erogazione

Data di scadenza

Durata residua

(anni/mesi)

Finanziamenti a lungo termine

Eni (a) € 500 F A scadenza 24.11.2005 24.11.2015 3a 5m

Eni (Linea di credito) (a) € 1.500 F Revolving (b) 24.11.2005 17.11.2014 2a 5m

Eni (a) € 185 F A scadenza 15.12.2005 15.12.2012 6m

Eni € 200 F A scadenza 18.07.2007 18.07.2012 1m

Eni € 350 F A scadenza 20.12.2007 14.11.2017 5a 4m







Eni (a) € 300 F A scadenza 02.08.2010 03.08.2015 3a 1 m

Eni (a) € 200 F A scadenza 16.09.2010 16.09.2015 3a 3 m


Eni € 300 F A scadenza 12.07.2011 12.07.2017 5a



Altri finanziatori (Linea di credito) (a) € 500 F Revolving (b) 29.06.2012 31.07.2016 4a 1m

Totale tasso fisso 7.385

Eni (c) € 300 V Amortized (d) 30.12.2009 15.12.2029 17a 6m

Altri finanziatori (Linea di credito) € 1.000 V Revolving (b) 28.06.2012 31.07.2016 4a 1m

Totale tasso variabile 1.300

Totale finanziamenti a lungo termine 8.685

Ratei passivi 21

8.706

(a) Finanziamenti a tasso variabile convertiti tramite contratti di Interest Rate Swap in finanziamenti a tasso fisso.(b) Le linee di credito Revolving prevedono che il fido concesso si ricostituisca man mano che si effettuano i rimborsi. (c) Su provvista della Banca Europea degli Investimenti (BEI). (d) Prestito il cui rimborso avviene con rate costanti di capitale e che prevede un periodo di pre-ammortamento.

Al 30 giugno 2012 le linee di credito Revolving sono state utilizzate per l’intero ammontare (parimenti al 31 dicembre 2011).

Alla stessa data non risultano inadempimenti di clausole o violazioni contrattuali connesse a contratti di finanziamento.

Snam ha stipulato un contratto di finanziamento di 300 milioni di euro con Eni su provvista della Banca Europea degli

Investimenti (BEI), che è basato sul mantenimento di un rating minimo da parte di Eni. Il rispetto di tale indicatore è soddisfatto.

80



La composizione delle passività finanziarie a lungo termine per tipologia di tasso di interesse è la seguente:

31.12.2011 30.06.2012

(milioni di €) Valore % Valore %

A tasso fisso 8.112 96 7.406 85

A tasso variabile 300 4 1.300 15

8.412 100 8.706 100

Il valore di mercato delle passività a lungo termine, incluse le quote a breve termine, è di 8.869 milioni di euro ed è stato

ottenuto attualizzando i flussi di cassa futuri applicando un tasso di attualizzazione compreso tra lo 0,37% e l’1,21% (1,0% e

1,9% al 31 dicembre 2011).

Di seguito viene evidenziato il dettaglio dell’indebitamento finanziario netto con l’evidenza dei rapporti verso parti correlate:

31.12.2011 30.06.2012

(milioni di €) Correnti Non correnti Totale Correnti Non correnti Totale

A. Disponibilità liquide ed equivalenti 2 2 16 16

B. Titoli non strumentali all’attività operativa

C. Liquidità (A+B) 2 2 16 16

D. Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa

E. Passività finanziarie verso banche a breve termine 12 12

F. Passività finanziarie verso banche a lungo termine 1.500 1.500

G. Prestiti obbligazionari

H. Passività finanziarie verso entità correlate a breve termine 2.787 2.787 3.032 3.032

I. Passività finanziarie verso entità correlate a lungo termine 1.612 6.800 8.412 406 6.800 7.206

L. Altre passività finanziarie a breve termine

M. Altre passività finanziarie a lungo termine

N. Indebitamento finanziario lordo (E+F+g+H+I+L+M) 4.399 6.800 11.199 3.450 8.300 11.750

O. Indebitamento finanziario netto (N-C-D) 4.397 6.800 11.197 3.434 8.300 11.734

17) Fondi per rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri di 614 milioni di euro (527 milioni di euro al 31 dicembre 2011) sono analizzati nella seguente tabella:

(milioni di €)

Sald

o in

izia

le

Var

iazi

on

e di

sti

ma

Acc

anto

nam

enti

Incr

emen

ti p

er

il tr

asco

rrer

e de

l tem

po Utilizzi

Alt

re v

aria

zio

ni

30

.06

.20

12

a fronte oneri

per esuberanza31.12.2011

Fondo smantellamento e ripristino siti 306 65 6 377

Fondo rischi e oneri ambientali 63 10 1 (2) 9 81

Fondo rischi per contenziosi legali 77 5 (7) 75

Altri fondi 81 5 (6) 1 81

527 65 20 7 (8) (7) 10 614

Il fondo smantellamento e ripristino siti (377 milioni di euro) è stato rilevato principalmente a fronte di oneri che si presume di

sostenere per la rimozione delle strutture ed il ripristino dei siti di stoccaggio del gas naturale (362 milioni di euro). Le variazioni

di stima (65 milioni di euro) riguardano essenzialmente la revisione delle stime dei costi di abbandono e ripristino dei siti di

stoccaggio di gas naturale dovuta ai minori tassi di attualizzazione attesi (63 milioni di euro).

81



Le altre variazioni (10 milioni di euro) riguardano essenzialmente la riclassifica (9 milioni di euro) dalla voce “Passività

direttamente associabili ad attività destinate alla vendita” del fondo oneri ambientali su un complesso immobiliare di proprietà

Italgas.

18) Passività per imposte differite

(milioni di €) 31.12.2011 Accantonamenti Utilizzi Altre variazioni 30.06.2012

Passività per imposte differite 1.452 4 (41) 27 1.442

Attività per imposte anticipate (551) (24) 28 (44) (591)

901 (20) (13) (17) 851

Le passività per imposte differite di 851 milioni di euro (901 milioni di euro al 31 dicembre 2011) sono esposte al netto delle

attività per imposte anticipate compensabili di 591 milioni di euro (551 milioni di euro al 31 dicembre 2011). Non vi sono

imposte sul reddito anticipate non compensabili.

Le altre variazioni (17 milioni di euro) riguardano le imposte anticipate stanziate sulla variazione del fair value degli strumenti

derivati di copertura.

19) Altre passività non correnti

Le altre passività non correnti di 1.010 milioni di euro (869 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si analizzano come segue:

(milioni di €) 31.12.2011 30.06.2012

Ratei e risconti passivi da attività regolate 306 367

Strumenti derivati:

- Fair value su contratti derivati 188 226

188 226

Altre passività non correnti:

- Risconti per ricavi e proventi anticipati 317 316

- Risconti per contributi di allacciamento 3 3

- Altre passività 55 98

375 417

869 1.010

I ratei e risconti passivi da attività regolate (367 milioni di euro) si riferiscono: (i) alla quota non corrente dei maggiori ricavi di

trasporto fatturati rispetto al vincolo stabilito dal Regolatore e alle penali addebitate agli utenti del servizio che hanno superato

la capacità impegnata (200 milioni di euro), oggetto di conguaglio secondo quanto disposto dalla deliberazione n. 166/05

dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas; (ii) alla quota non corrente dei corrispettivi di supero della capacità di stoccaggio

(penali), di bilanciamento e per la reintegrazione degli stoccaggi (167 milioni di euro), da restituire agli utenti del servizio secondo

quanto disposto dalla deliberazione n. 50/06 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas.

I risconti per ricavi e proventi anticipati (316 milioni di euro) si riferiscono: (i) ai corrispettivi per l’uso di gas strategico non

reintegrato dagli utenti nei termini stabiliti dal Codice di Stoccaggio (297 milioni di euro); (ii) alla quota non corrente del canone

anticipato per la concessione dell’utilizzo di cavi in fibra ottica ad un operatore di telecomunicazioni (19 milioni di euro).

Le altre passività (98 milioni di euro) si riferiscono principalmente alla quota non corrente del conguaglio, da restituire in natura

agli utenti del servizio di trasporto del gas naturale, tra le quantità di gas combustibile utilizzato nel 2011 per lo svolgimento del

servizio e le quantità allocate dagli utenti nel medesimo anno, ai sensi della deliberazione ARG/gas 184/09 (85 milioni di euro).

Le informazioni relative ai contratti derivati sono fornite nella nota n. 15 “Altre passività correnti”.

82



20) Patrimonio netto

Il patrimonio netto al 30 giugno 2012 di 5.795 milioni euro (5.792 al 31 dicembre 2011) si analizza come segue:

(milioni di €) 31.12.2011 30.06.2012


Capitale sociale 3.571 3.571

Riserva legale 463 714

Riserva da soprapprezzo azioni 1.988 1.772

Riserva da consolidamento (1.701) (1.696)

Riserva cash flow hedge (170) (207)

Altre riserve 783 764

Utili relativi a esercizi precedenti 1.188 1.151

Utile netto 790 508

a dedurre

- Azioni proprie (783) (783)

- Acconto sul dividendo (338)

5.791 5.794

Capitale e riserve di terzi azionisti

Napoletana Gas 1 1

5.792 5.795

Capitale sociale

Al 30 giugno 2012, il capitale sociale di Snam S.p.A., interamente sottoscritto e versato, è costituito da n. 3.571.187.994 azioni

ordinarie del valore nominale di 1 euro (parimenti al 31 dicembre 2011).

Riserva legale

La riserva legale al 30 giugno 2012 ammonta a 714 milioni di euro (463 milioni di euro al 31 dicembre 2011). L’incremento

di 251 milioni di euro è dovuto: (i) alla destinazione del 5% dell’utile dell’esercizio 2011 della controllante Snam S.p.A., in

applicazione dell’articolo 2430 del Codice Civile (35 milioni di euro); (ii) alla riclassifica, dalla riserva soprapprezzo azioni,

dell’importo necessario al raggiungimento del limite previsto dall’art. 2430 del Codice Civile (216 milioni di euro), deliberata

dall’Assemblea degli azionisti in data 26 aprile 2012.

Riserva da soprapprezzo azioni

La riserva da soprapprezzo azioni al 30 giugno 2012 ammonta a 1.772 milioni di euro (1.988 milioni di euro al 31 dicembre

2011). La riduzione di 216 milioni di euro è dovuta alla riclassifica alla “Riserva legale” (216 milioni di euro).

Riserva da consolidamento

La riserva da consolidamento negativa ammonta a 1.696 milioni di euro (1.701 milioni di euro al 31 dicembre 2011) ed accoglie il

valore derivante dalla differenza tra il costo di acquisto delle partecipazioni di Italgas e Stogit (4.623 milioni di euro, inclusi gli oneri

accessori all’operazione e il conguaglio prezzo a fronte degli accordi stipulati in sede di closing dell’operazione) e i relativi patrimoni

netti di competenza del Gruppo alla data di perfezionamento dell’operazione (2.004 e 923 milioni di euro rispettivamente per

Italgas e Stogit).

83



Riserva cash flow hedge

(milioni di €) Riserva lorda Effetto fiscale Riserva netta

Riserva al 31 dicembre 2011 (262) 92 (170)

Rigiro della riserva a conto economico 43 (16) 27

Variazioni del primo semestre 2012 (97) 33 (64)

Riserva al 30 giugno 2012 (316) 109 (207)

La riserva cash flow hedge (negativa di 207 milioni di euro) accoglie la valutazione, al netto del relativo effetto fiscale, del fair

value degli strumenti derivati di copertura cash flow hedge relativi a contratti di Interest Rate Swap utilizzati dalla Società per

convertire finanziamenti sottoscritti a tasso variabile in finanziamenti a tasso fisso.

Altre riserve

Le altre riserve di 764 milioni di euro (783 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si riferiscono alla riserva costituita a fronte del

costo di n. 192.553.051 azioni proprie in portafoglio. La riduzione di 19 milioni di euro si riferisce alla riclassifica, alla riserva

per utili relativi a esercizi precedenti, dell’importo corrispondente ai saldi disponibili relativi alla prima applicazione dei principi

contabili internazionali a seguito dell’applicazione del D.Lgs n. 38/2005.

Utili relativi ad esercizi precedenti

Gli utili relativi a esercizi precedenti ammontano a 1.151 milioni di euro (1.188 milioni di euro al 31 dicembre 2011) e si

riducono di 37 milioni di euro per effetto principalmente del pagamento del saldo del dividendo relativo all’utile dell’esercizio

2011 (56 milioni di euro).

Azioni proprie

Al 30 giugno 2012 Snam ha in portafoglio n 192.553.051 azioni proprie (parimenti al 31 dicembre 2011) pari al 5,39% del

capitale sociale. Il costo complessivo ammonta a 783 milioni di euro, corrispondente ad un prezzo medio unitario di acquisto

di 4,06 euro.

Al 30 giugno 2012 sono in essere impegni per l’assegnazione di n. 3.003.351 azioni a fronte dei piani di stock option.

Il valore di mercato delle azioni proprie alla fine del primo semestre 2012 ammonta a circa 678 milioni di euro10.

In data 4 giugno 2012, il Consiglio di Amministrazione di Snam S.p.A. ha convocato l’Assemblea straordinaria degli Azionisti

il 30, 31 luglio e 1 agosto 2012, rispettivamente in prima, seconda e terza convocazione, per deliberare sulla proposta di

annullamento di azioni proprie in portafoglio, previa eliminazione del valore nominale delle azioni in circolazione e conseguenti

modifiche dello Statuto sociale. L’Assemblea straordinaria del 30 luglio 2012 ha approvato le proposte formulate dal Consiglio

di Amministrazione.

Dividendi

L’Assemblea ordinaria degli azionisti di Snam S.p.A. ha deliberato il 26 aprile 2012 la distribuzione del dividendo ordinario di

0,14 euro per azione, a saldo dell’acconto sul dividendo 2011 di 0,10 euro per azione; il saldo del dividendo (473 milioni di euro)

è stato messo in pagamento a partire dal 24 maggio 2012, con stacco cedola fissato il 21 maggio 2012.

Relativamente all’esercizio in corso il Consiglio di Amministrazione del 30 luglio 2012 ha predisposto la relazione ai sensi dell’art.

2433–bis, comma 5 del Codice civile e, subordinatamente al parere della Società di revisione, sarà chiamato a deliberare la

distribuzione di un acconto sul dividendo di 0,10 euro per azione, con esclusione delle azioni proprie in portafoglio alla data di

stacco cedola, a valere sull’utile di esercizio 2012 con pagamento il 25 ottobre 2012 e stacco cedola fissato il 22 ottobre 2012.

10 Calcolato moltiplicando il numero delle azioni proprie per il prezzo ufficiale del titolo al 30 giugno 2012 (3,52 euro per azione).

84



21) Altre informazioni

Al 30 giugno 2012 risultano in essere n. 3.151.851 opzioni (invariate rispetto al 31 dicembre 2011) per l’acquisto di n. 3.151.851

azioni ordinarie Snam del valore nominale di un euro.

22) garanzie, impegni e rischi

Le garanzie, impegni e rischi di 5.165 milioni di euro (4.181 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si analizzano come segue:

31.12.2011 30.06.2012

(milioni di €)

Altre garanzie

personaliImpegni e rischi Totale

Altre garanzie

personaliImpegni e rischi Totale

Altre garanzie personali prestate nell’interesse proprio:

- Imprese controllanti 65 65 73 73

- Altri 8 8 8 8

73 73 81 81

Impegni

Impegni per l’acquisto di beni e servizi 1.723 1.723 2.393 2.393

Impegni per l’acquisto di partecipazioni 75 75 139 139

Altri 4 4 4 4

1.802 1.802 2.536 2.536

Rischi:

- Per beni di terzi in custodia 2.300 2.300 2.545 2.545

- Per risarcimenti e contestazioni 6 6 3 3

2.306 2.306 2.548 2.548

73 4.108 4.181 81 5.084 5.165

garanzie

Le altre garanzie personali prestate nell’interesse proprio di 81 milioni di euro (73 milioni di euro al 31 dicembre 2011) si

riferiscono principalmente a: (i) manleve a favore di Eni S.p.A. (44 milioni di euro) e di terzi (8 milioni di euro) a fronte di

fidejussioni rilasciate nell’interesse di Snam, principalmente a garanzia di buona esecuzione lavori e a fronte di partecipazioni

a gare d’appalto; (ii) manleve a favore di Eni S.p.A. (23 milioni di euro) a fronte di fidejussioni rilasciate nell’interesse di Snam

per partecipazioni e affidamenti relativi al servizio di distribuzione del gas naturale; (iii) fidejussioni rilasciate a favore del

Comune di San Donato Milanese (4 milioni di euro) a copertura degli impegni derivanti da un progetto per la realizzazione di

un complesso immobiliare in San Donato Milanese da destinare ad uso uffici.

Impegni

Al 30 giugno 2012 gli impegni assunti con fornitori per l’acquisto di attività materiali e la fornitura di servizi relativi agli

investimenti in attività materiali e immateriali in corso di realizzazione ammontano a 2.393 milioni di euro (1.723 milioni di

euro al 31 dicembre 2011).

Gli impegni per l’acquisto di partecipazioni (139 milioni di euro) riguardano: (i) l’accordo congiunto tra Snam e Fluxys G con

Eni (75 milioni di euro) per l’acquisto da Eni del 16,41% di Interconnector (UK) Ltd, proprietaria e operatore del gasdotto

sottomarino che collega Regno Unito (Bacton) e Belgio (Zeebrugge), del 51% in Interconnector Zeebrugge Terminal SCRL, che

comprende il terminale e gli impianti di compressione che collegano il gasdotto Interconnector al sistema di trasporto del gas

in Belgio, e del 10% in Huberator S.A., società controllata da Fluxys G e operatore dell’hub di trading del gas di Zeebrugge.

85



L’operazione prevede l’acquisto delle suddette partecipazioni in quote paritetiche tra i due acquirenti, a fronte di un corrispettivo

pari complessivamente a 150 milioni di euro. Il perfezionamento dell’operazione è previsto entro il secondo semestre 2012,

previa autorizzazione da parte delle competenti Autorità; (ii) l’accordo congiunto tra Snam e Fluxys G per l’acquisto (64 milioni

di euro), su base paritetica, del 15,09% della quota di Interconnector UK detenuta da E.ON. Il closing dell’operazione è previsto

entro la fine del 2012, a fronte di un corrispettivo complessivamente pari a 127 milioni di euro.

Rischi

I rischi per beni di terzi in custodia, pari a 2.545 milioni di euro (2.300 milioni di euro al 31 dicembre 2011) riguardano circa

6,7 miliardi di metri cubi di gas naturale depositato negli impianti di stoccaggio dai clienti beneficiari del servizio. L’importo è

stato determinato applicando ai quantitativi di gas depositato il presunto costo unitario di riacquisto, pari a circa 0,38 euro per

standard metro cubo.

I rischi per risarcimenti e contestazioni (3 milioni di euro) sono relativi a oneri risarcitori possibili ma non probabili relativi a

controversie legali.

RISCHIO LIQUIDITÀ

Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti

Nella seguente tabella sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari

compresi i pagamenti per interessi, nonché il timing degli esborsi a fronte di debiti commerciali e diversi:

Anni di scadenza

(milioni di €) 2012 2013 2014 2015 2016 Oltre Totale

Passività finanziarie

Passività finanziarie a lungo termine 385 1.150 1.500 1.220 2.520 1.910 8.685

Passività finanziarie e breve termine 3.043 3.043

Passività/(attività) per strumenti derivati 51 86 67 54 16 7 281

Interessi su debiti finanziari 108 190 170 173 128 160 929

3.587 1.426 1.737 1.447 2.664 2.077 12.938

Debiti commerciali e altri debiti

Debiti commerciali 777 777

Altri debiti e anticipi 589 589

1.366 1.366

4.953 1.426 1.737 1.447 2.664 2.077 14.304

ALTRE INFORMAZIONI SUgLI STRUMENTI FINANZIARI

Valore di mercato degli strumenti finanziari

Di seguito viene fornito il confronto tra il valore di iscrizione delle passività finanziarie a lungo termine e il relativo fair value.

Per le altre attività/passività finanziarie tale informazione non è fornita in quanto il valore contabile è pressoché equivalente

al fair value.

31.11.2011 30.06.2012

(milioni di €) Valore contabile Valore di mercato Valore contabile Valore di mercato

Passività finanziarie 8.412 8.589 8.706 8.869

86



Il valore di mercato è stato determinato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione

compresi tra 0,37% e l’1,21% (1,0% e l’1,9% al 31 dicembre 2011). Per le altre attività/passività finanziarie tale informazione

non è riportata in quanto il valore contabile è pressoché equivalente al valore di mercato.

Di seguito è indicata la classificazione delle attività e passività finanziarie, valutate al fair value nello schema di stato patrimoniale

secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significatività degli input utilizzati nel processo di valutazione. In

particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerarchia del fair value, prevede i seguenti

livelli:

a) livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati attivi per le stesse attività o passività finanziarie;

b) livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attività/

passività oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente (prezzi) o indirettamente (in quanto derivati dai prezzi);

c) livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.

In relazione a quanto sopra, la classificazione delle attività e delle passività valutate al fair value nello schema di Stato

patrimoniale secondo la gerarchia del fair value ha riguardato gli strumenti finanziari derivati al 30 giugno 2012 classificati a

livello 2 ed iscritti nelle “Altre passività correnti“ (90 milioni di euro) e nelle “Altre passività non correnti” (226 milioni di euro).

Contenziosi

Snam è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegate al normale svolgimento delle sue attività. Di

seguito sono descritti i procedimenti più significativi per i quali si sono verificati sviluppi rispetto a quanto rappresentato nella

Relazione finanziaria annuale 2011; salva diversa indicazione non è stato effettuato alcun stanziamento a fronte dei contenziosi

di seguito descritti in quanto la Società ritiene improbabile un esito sfavorevole dei procedimenti, ovvero perché l’ammontare

dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.

Contenzioso penale

Italgas S.p.A. - Indagini della Magistratura sulla misura del gas

Nel maggio 2007 è stato notificato a Italgas un provvedimento di perquisizione locale e sequestro nell’ambito del procedimento

n. 11183/06 RGNR avviato dalla Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano. L’atto è stato notificato anche al

Presidente della Società. Nell’atto istruttorio sono ipotizzati comportamenti in violazione di legge, a partire dall’anno 2003,

con riferimento all’utilizzo degli strumenti di misurazione del gas, al relativo pagamento delle accise, alla fatturazione ai clienti

nonché ai rapporti con le Autorità di Vigilanza.

Le violazioni contestate si riferiscono tra l’altro a fattispecie di reato previste dal D.Lgs. 8 giugno 2001, n. 231, che prevede la

responsabilità amministrativa della società per i reati commessi da propri dipendenti nell’interesse o a vantaggio della società

stessa.

Nel dicembre 2010 si è ricevuto Avviso di Conclusione delle Indagini Preliminari di uno stralcio afferente, nello specifico, l’uso

dei soli strumenti di misurazione di tipo venturimetrico installati in differenti Comuni del Milanese, presso le cabine di raccordo

tra le reti di trasporto nazionale del gas naturale e le reti di distribuzione locale del gas naturale. Si segnala l’intervenuta

presentazione, da parte della Procura di Milano (nell’ambito del procedimento n. 11183/06), di Richiesta di Archiviazione.

Parallelamente si è appreso che la Procura della Repubblica di Milano ha trasferito per competenza territoriale l’esercizio

dell’azione penale relativa ai sistemi di misura installati nella provincia di Monza (pretesa violazione ex art. 472 c.p.) alla Procura

della Repubblica di Monza. Da ultimo, il Giudice per le Indagini Preliminari presso il Tribunale di Monza ha disposto la Proroga

del termine per le Indagini Preliminari (procedimento penale n. 14477/10 R.G. n. r.).

In data 14 giugno 2012, il G.I.P del Tribunale di Milano, a seguito di istanza presentata dal P.M., ha archiviato, nei confronti dell’

allora Presidente della società, lo stralcio del procedimento afferente l’uso degli strumenti di misurazione di tipo venturimetrico

installati in differenti Comuni del Milanese, disponendo, al contempo, la trasmissione degli atti all’ufficio territoriale del Governo

- Prefettura di Milano competente per l’irrogazione delle sanzioni amministrative. Il G.I.P. ha, altresì, disposto il dissequestro

delle citate linee di misura.

La Società sta collaborando con le Autorità competenti in relazione alla predetta indagine.

87



Snam Rete Gas S.p.A. - Evento Tresana

La Procura della Repubblica presso il Tribunale di Massa ha aperto un procedimento penale, contro ignoti, in relazione all’evento

occorso in data 18 gennaio 2012 nel territorio del Comune di Tresana (MS). Nello specifico trattasi di incendio conseguente

alla fuoriuscita di gas presumibilmente verificatosi a seguito della rottura di un giunto dielettrico. L’evento ha causato la morte

di un operaio che lavorava per l’impresa appaltatrice e il ferimento di 10 persone, oltreché danni alle abitazioni e alle cose.

La porzione di impianto interessata dall’evento e l’area circostante sono stati posti sotto sequestro con provvedimento della

Procura della Repubblica presso il Tribunale di Massa che ha, inoltre, nominato il consulente tecnico d’ufficio. Snam Rete Gas

ha nominato i propri consulenti tecnici di parte.

Le attività del Consulente Tecnico di Ufficio (CTU) e dei Consulenti Tecnici di Parte (CTP) sono in corso e non sono ancora state

formulate ipotesi sulle cause dell’evento.

Si segnala, inoltre, che – fatto ovviamente salvo l’accertamento delle responsabilità – Snam Rete Gas si è già attivata per

soddisfare, mediante la propria compagnia assicurativa, le prime esigenze segnalate dall’Amministrazione Comunale interessata

e dai privati coinvolti.

Snam Rete Gas S.p.A. - Procedimento Penale n. 7448/11R.G.R.N.

Il Giudice delle Indagini Preliminari presso il Tribunale di Firenze ha disposto per il 4 luglio 2012 lo svolgimento dell’udienza preliminare

in relazione al procedimento ex art. 589 c.p. relativo al decesso, in data 20 luglio 2008, di un contadino nel terreno di sua proprietà a

Lastra a Signa (FI).

Successivamente tale udienza è stata rinviata al 27 settembre 2012.

Secondo i rilievi della Procura della Repubblica, a conclusione delle indagini preliminari, l’incidente che provocava il decesso veniva

causato dal mancato rispetto, da parte di alcuni dirigenti e dipendenti, al tempo, di Snam Rete Gas, delle normative tecniche per la

posa e il mantenimento della segnaletica del locale metanodotto di trasporto del gas naturale.

Autorità garante della concorrenza e del mercato (Antitrust)

Italgas - Accertamento nel settore della distribuzione di gas in Italia

Con provvedimento del 14 dicembre 2011, l’AGCM ha concluso l’istruttoria avviata nei confronti di Italgas per accertare

l’abuso della propria posizione dominante, nell’asserito ostacolo ai Comuni di Roma e di Todi nella predisposizione dei bandi di

gara per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas. Con tale provvedimento l’AGCM ha irrogato a Italgas una sanzione

pari a circa 5 milioni di euro. L’AGCM addebita ad Italgas di avere fornito con ritardo alcune delle informazioni richieste dai

Comuni di Roma e di Todi e di avere del tutto rifiutato di fornire alcune informazioni, in particolare alcune sezioni delle schede

tariffarie e, in relazione al Comune di Todi, altresì i dati sui contributi privati di allacciamento. La Società aveva disposto un

adeguato accantonamento a fondo rischi.

Avverso il provvedimento, Italgas ha proposto ricorso avanti il giudice amministrativo, L’udienza di merito è stata fissata in data

20 febbraio 2013.

Inoltre, in ottemperanza al provvedimento, in data 16 marzo 2012 sono stati trasmessi al Comune di Todi i dati relativi ai

contributi privati percepiti, dandone evidenza, con successiva comunicazione, all’AGCM.

88



23) Ricavi

Di seguito sono analizzate le principali voci che compongono i ricavi. I motivi delle variazioni più significative sono indicati nel

capitolo “Commento ai risultati economico-finanziari” della Relazione intermedia sulla gestione.


Ricavi della gestione caratteristica 1.744 1.791

Altri ricavi e proventi 18 72

1.762 1.863

I ricavi della gestione caratteristica sono esposti al netto delle seguenti voci:


Corrispettivi addizionali al servizio di distribuzione 122 128

Corrispettivi addizionali al servizio di trasporto:

- Corrispettivi GST e RE

T di cui alle deliberazioni ARG/com 93/10 e ARG/gas 177/10 (*) 120 94

- Corrispettivo di interrompibilità di cui alla deliberazione n. 277/07 e altri corrispettivi (**) 8 36

- Corrispettivo di capacità Rete Regionale di cui alla deliberazione ARG/Gas n. 45/07 - Perequazione 1 1

129 131

251 259

(*) Le deliberazioni n. 93/10 e n. 177/10 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e per il Gas hanno previsto l’istituzione, con decorrenza 1° gennaio 2011, delle componenti tariffarie aggiuntive GST

ed RET, destinate a finanziare, rispettivamente, il “Conto per la compensazione delle agevolazioni tariffarie ai clienti del settore gas in stato di disagio” (Conto GS) ed il “Fondo per misure ed interventi per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore del gas naturale” (Conto RE). Gli importi riscossi da Snam Rete Gas sono versati, per pari importo, alla Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico.

(**) Tali corrispettivi riguardano: (i) corrispettivi derivanti dall’applicazione del meccanismo di incentivazione del contenimento dei consumi di gas naturale; (ii) corrispettivi derivanti dall’applicazione del fattore di garanzia dei ricavi per il servizio di rigassificazione; (iii) gli squilibri di perequazione dei ricavi di trasporto regionale; (iv) corrispettivi derivanti dall’applicazione del fattore di garanzia dei ricavi per il servizio di stoccaggio.

I ricavi della gestione caratteristica di 1.791 milioni di euro si riferiscono principalmente ai ricavi regolati derivanti dai servizi di

trasporto (954 milioni di euro), distribuzione (612 milioni di euro), stoccaggio (195 milioni di euro) e rigassificazione di GNL (11

milioni di euro).

I ricavi della gestione caratteristica sono analizzati per settore di attività alla nota n. 29 “Informazioni per settore di attività”. I ricavi di

Snam sono conseguiti esclusivamente in Italia.

Gli altri ricavi e proventi di 72 milioni di euro si analizzano come segue:


Proventi da cessione gas per il servizio di bilanciamento (*) 46

Plusvalenze da alienazione di attività materiali e immateriali 1 6

Corrispettivo accertamento sicurezza impianti e risarcimenti mancate letture 2 5

Penalità contrattuali e altri proventi relativi a rapporti commerciali 1 5

Proventi degli investimenti immobiliari 3 3

Indennizzi assicurativi 1 1

Proventi da cessione Titoli di Efficienza Energetica (TEE) 1

Altri proventi 9 6

18 72

(*) I ricavi derivanti dall’attività di bilanciamento, operativa dal 1 dicembre 2011 ai sensi della deliberazione ARG/gas 45/11 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, si riferiscono a cessioni di gas naturale effettuate ai fini del bilanciamento del sistema gas. I ricavi trovano corrispondenza nei costi operativi connessi ai prelievi di gas da magazzino.

L’attività svolta da Snam non presenta fenomeni di stagionalità in grado di influenzare significativamente i risultati economico-

finanziari infrannuali e annuali.

89



24) Costi operativi

Di seguito si analizzano le principali voci che compongono i costi operativi. I motivi delle variazioni più significative sono

indicati nel capitolo “Commento ai risultati economico-finanziari” della Relazione intermedia sulla gestione.


Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 292 328

Costo lavoro 170 177

462 505

I costi operativi includono i costi sostenuti per la costruzione e il potenziamento delle infrastrutture di distribuzione ex IFRIC 12

(168 e 147 milioni di euro rispettivamente nel primo semestre 2011 e nel primo semestre 2012).

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi pari a 328 milioni di euro si analizzano come segue:


Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci 79 101

Costi per servizi 212 220

Costi per godimento di beni di terzi 26 26

Variazione delle rimanenze di materie prime, materiali diversi di consumo e merci (16) 29

Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri 6 13

Oneri diversi di gestione 18 23

325 412

A dedurre:

Materie prime, sussidiarie, di consumo e merci:

Incrementi per lavori interni - acquisti (21) (60)

(21) (60)

Servizi:

Incrementi per lavori interni - servizi (12) (24)

(12) (24)

292 328

I costi per servizi di 196 milioni di euro riguardano:


Costruzione, progettazione e direzione lavori 82 79

Acquisto capacità di trasporto (interconnessione) 25 21

Prestazioni tecniche, legali, amministrative e professionali 17 18

Servizi IT (Information technology) 15 18

Prestazioni di manutenzione 17 16

Servizi relativi al personale 13 12

Servizi di telecomunicazione 9 11

Energia elettrica, termica, acqua, ecc. 11 10

Assicurazioni 6 10

Altri servizi 17 25

212 220

a dedurre :

Incrementi di immobilizzazioni per lavori interni - servizi (12) (24)

(12) (24)

200 196

90



I costi di costruzione, progettazione e direzione lavori (79 milioni di euro) si riferiscono essenzialmente alla costruzione ed al

potenziamento di infrastrutture in concessione per lo svolgimento dell’attività di distribuzione del gas naturale.

L’acquisto di capacità di trasporto (21 milioni di euro) si riferisce al servizio di trasporto prestato da altri operatori sulle reti di loro

proprietà (c.d. interconnessione).

Le prestazioni tecniche, legali, amministrative e professionali (18 milioni di euro) si riferiscono principalmente a servizi di carattere

contabile e amministrativo e a consulenze e prestazioni legali.

Le prestazioni di manutenzione (16 milioni di euro) riguardano principalmente i servizi di manutenzione sugli impianti.

I servizi relativi al personale (12 milioni di euro) riguardano principalmente rimborsi spese viaggi e trasferte, costi di formazione e

mense.

Gli altri servizi (25 milioni di euro) sono relativi principalmente a servizi di vigilanza e guardiania, servizi di pulizia, servizi connessi

all’attività di comunicazione, servizi per lettura contatori, nonché a servizi di sorveglianza aerea su metanodotti.

I costi per godimento di beni di terzi pari a 26 milioni di euro riguardano principalmente canoni per l’esercizio in concessione dell’attività

di distribuzione del gas naturale (17 milioni di euro) e locazioni e noleggi (6 milioni di euro) relativi essenzialmente a leasing operativi

di immobili ad uso ufficio.

Gli accantonamenti al fondo per rischi e oneri (13 milioni di euro) si riferiscono principalmente al fondo per oneri ambientali (10

milioni di euro).

Costo lavoro

Il costo lavoro pari a 177 milioni di euro è di seguito analizzato:


Salari e stipendi 138 141

Oneri sociali (previdenziali e assistenziali) 43 44

Oneri per benefici ai dipendenti 3 3

Altri oneri 9 11

a dedurre:

Incrementi per lavori interni - lavoro (23) (22)

170 177

Il numero medio dei dipendenti a ruolo delle imprese incluse nell’area di consolidamento ripartito per qualifica professionale

è il seguente:

Qualifica professionale 30.06.2011 31.12.2011 30.06.2012

Dirigenti 117 119 117

Quadri 509 516 552

Impiegati 3.225 3.227 3.266

Operai 2.213 2.207 2.149

6.064 6.069 6.084

Il numero medio dei dipendenti è calcolato come media dei dati mensili.

91



Ammortamenti e svalutazioni

Gli ammortamenti e svalutazioni di 345 milioni di euro sono di seguito analizzati:


Ammortamenti

Immobili, impianti e macchinari 240 255

Attività immateriali 82 90

322 345

Svalutazioni

Attività immateriali

a dedurre:

Ripristini di valore (8)

314 345

Gli ammortamenti (345 milioni di euro) si riferiscono ai settori di attività trasporto (224 milioni di euro), distribuzione (87

milioni di euro), stoccaggio (31 milioni di euro) e rigassificazione (2 milioni di euro).

25) Oneri (proventi) finanziari

Gli oneri (proventi) finanziari di 167 milioni di euro si analizzano come segue:


Proventi finanziari (1) (2)

Oneri finanziari 106 126

105 124

Strumenti derivati 40 43

145 167

Il valore netto dei proventi e oneri finanziari (124 milioni di euro) si analizza come segue:


Oneri correlati all’indebitamento finanziario netto 118 134

- Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori 118 134

Altri oneri (proventi) finanziari

- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) (*) 5 7

- Altri oneri finanziari 3 2

- Altri proventi finanziari (1) (2)

7 7

Oneri finanziari imputati all’attivo patrimoniale (20) (17)

105 124

(*) La voce riguarda l’incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.

Gli oneri correlati all’indebitamento finanziario netto (134 milioni di euro) riguardano gli interessi sui finanziamenti ricevuti

92



dalla controllante Eni S.p.A.. Gli altri oneri e proventi finanziari (7 milioni di euro) si riferiscono principalmente all’accretion

discount e agli interessi attivi e passivi su componenti tariffarie del settore di attività trasporto.

Gli oneri finanziari imputati all’attivo patrimoniale (17 milioni di euro) riguardano la quota di oneri finanziari assorbiti dalle

attività di investimento.

Strumenti derivati

Gli oneri su strumenti derivati (43 milioni di euro) si riferiscono ai differenziali di interesse maturati nel periodo sui contratti derivati

di copertura dal rischio tasso di interesse. I contratti derivati in essere al 30 giugno 2012 (n. 17 contratti) sono stati stipulati con

la controllante Eni S.p.A.. Le informazioni sul fair value dei contratti derivati sono fornite alla nota n. 15 “Altre passività correnti”.

26) Proventi su partecipazioni

I proventi su partecipazioni (24 milioni di euro) sono di seguito analizzati:


Plusvalenze da valutazione con metodo del patrimonio netto 28 24

28 24

L’analisi delle plusvalenze da valutazione con il metodo del patrimonio netto (24 milioni di euro) è indicata alla nota n. 9

“Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto”.

27) Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito di 362 milioni di euro si analizzano come segue:


Imposte correnti:

- IRES 299 332

- IRAP 69 63

368 395

Imposte differite e anticipate:

- Differite (30) (37)

- Anticipate (45) 4

(75) (33)

293 362

L’incidenza delle imposte del periodo sul risultato prima delle imposte (tax rate) è stata del 41,6% (33,7% nel primo semestre

2011), a fronte di un’aliquota teorica del 33%. L’incremento rispetto all’aliquota teorica è dovuto principalmente ai maggiori

oneri derivanti dall’applicazione dell’addizionale IRES (c.d. Robin Hood Tax) ai settori di attività trasporto e distribuzione di gas

naturale, in applicazione del Decreto-legge 13 agosto 2011 n. 138, convertito nella Legge 14 settembre 2011 n. 148.

28) Utile per azione

L’utile per azione semplice è determinato dividendo l’utile netto per il numero medio ponderato delle azioni di Snam in

circolazione durante il periodo, escluse le azioni proprie.

L’utile per azione diluito è determinato dividendo l’utile netto per il numero medio ponderato delle azioni in circolazione nel

periodo, escluse le azioni proprie, incrementato del numero di azioni che potenzialmente potrebbero aggiungersi a quelle in

circolazione per effetto dell’assegnazione o cessione di azioni proprie in portafoglio a fronte dei piani di stock option.

Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione utilizzato per la determinazione dell’utile per azione diluito è di

3.377.946.774 e di 3.378.679.890 rispettivamente nel primo semestre 2011 e 2012.

La riconciliazione del numero medio ponderato delle azioni in circolazione utilizzato per la determinazione dell’utile per azione

93



semplice e quello utilizzato per la determinazione dell’utile per azione diluito è di seguito indicata:


Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l’utile semplice 3.377.497.325 3.378.634.943

Numero di azioni potenziali a fronte dei piani di stock option 449.449 44.947

Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l’utile diluito 3.377.946.774 3.378.679.890

Utile netto di competenza Snam (milioni di euro) 576 508

Utile per azione semplice (ammontari in euro per azione) 0,17 0,15

Utile per azione diluito (ammontari in euro per azione) 0,17 0,15

29) Informazioni per settore di attività

(milioni di €) Co

rpo

rate

Tra

spo

rto

e

disp

acci

amen

to

Dis

trib

uzio

ne

Sto

ccag

gio

Rig

assi

fica

zio

ne

To

tale

I semestre 2011

Ricavi netti della gestione caratteristica (a) 970 614 192 17 1.793

a dedurre: ricavi infrasettori (27) (17) (5) (49)

Ricavi da terzi 943 614 175 12 1.744

Altri ricavi e proventi 8 8 1 1 18

Ammortamenti e svalutazioni (214) (73) (25) (2) (314)

Utile operativo 588 255 139 4 986


Attività correnti direttamente attribuibili 750 299 655 15 1.719

Attività non correnti direttamente attribuibili 11.599 4.152 2.622 88 18.461

Di cui :

- Partecipazioni valutate col metodo del patrimonio netto 306 306

Passività correnti direttamente attribuibili 3.977 760 1.026 18 5.781

Passività non correnti direttamente attribuibili 5.699 1.466 1.194 17 8.376

Investimenti in immobili, impianti e macchinari e attività immateriali 369 180 131 1 681

I semestre 2012

Ricavi netti della gestione caratteristica (a) 80 961 619 220 17 1.897

a dedurre: ricavi infrasettori (74) (5) (1) (20) (6) (106)

Ricavi da terzi 6 956 618 200 11 1.791

Altri ricavi e proventi 49 22 1 72

Accantonamenti netti ai fondi per rischi ed oneri (13) (13)

Ammortamenti e svalutazioni (1) (224) (87) (31) (2) (345)


Utile operativo 4 589 259 159 2 1.013

Attività correnti direttamente attribuibili 148 1.220 462 605 13 2.448

Attività non correnti direttamente attribuibili 22 11.977 4.301 3.155 87 19.542

Di cui :

- Partecipazioni valutate col metodo del patrimonio netto 310 310

Passività correnti direttamente attribuibili 184 2.701 1.215 1.210 14 5.324

Passività non correnti direttamente attribuibili 1.526 6.493 1.340 1.508 16 10.883

Investimenti in immobili, impianti e macchinari e attività immateriali 3 301 157 63 524

(a) Prima dell’eliminazione dei ricavi infrasettore.

94



I ricavi infrasettore sono conseguiti applicando tariffe regolamentate o condizioni di mercato. I ricavi della Società sono stati

realizzati interamente nel territorio italiano; i costi sono stati sostenuti pressoché interamente in Italia.

30) Rapporti con parti correlate

Snam S.p.A. è una società controllata da Eni S.p.A. che alla data del 30 giugno 2012 deteneva il 52,53% delle azioni.

Le operazioni compiute da Snam con le parti correlate riguardano la prestazione di servizi, lo scambio di beni, la provvista,

l’impiego di mezzi finanziari, inclusa la stipula di contratti derivati a copertura dei rischi di tasso di interesse, con l’impresa

controllante Eni S.p.A. e con le altre imprese controllate dall’Eni S.p.A., con le imprese collegate e a controllo congiunto, nonché

con l’Enel S.p.A., società controllata dallo Stato, e le sue controllate.

Tutte le operazioni fanno parte dell’ordinaria gestione dell’impresa, sono generalmente regolate in base a condizioni di mercato,

cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti, e sono state compiute nell’interesse delle imprese di

Snam.

Ai sensi degli obblighi informativi previsti dal Regolamento Consob n. 17221 del 12 marzo 2010 nel primo semestre 2012 sono

state effettuate le seguenti operazioni con parti correlate:

- In data 22 marzo 2012 sono stati siglati tra Stogit S.p.A. e Saipem S.p.A. due contratti per la fornitura di prestazioni di

ingegneria di dettaglio relativamente alla nuova centrale di stoccaggio gas di Bordolano (per un importo stimato di circa

27 milioni di euro) e alle centrali di Fiume Treste, Minerbio e Cortemaggiore (per un importo stimato di circa 11 milioni di

euro);

- In data 14 maggio 2012 è stato siglato un contratto tra Eni e Stogit per la realizzazione di nuova capacità di stoccaggio per

4 miliardi di Standard metri cubi (Smc) di gas naturale entro il 31.8.2015 in relazione all’attuazione delle misure previste dal

D. Lgs. 130/2010;

- In data 24 aprile 2012 tra Italgas S.p.A. e Acegas - Aps S.p.A. è stato firmato un memorandum per la creazione di una joint

venture per lo sviluppo delle attività di distribuzione gas nelle provincie di Padova, Pordenone, Trieste e Gorizia (l’operazione

riguarda in particolare l’acquisizione da Eni da parte di Italgas del 50% del capitale sociale di Isontina Reti Gas per il

corrispettivo di 8,7 milioni di euro);

- Proroga dal 30 marzo al 30 giugno del finanziamento a breve termine di 500 milioni di euro in essere con Eni alle condizioni

precedentemente in essere (spread di 310 b.p.).

I sopra citati contratti si configurano, ai sensi dell’art. 13 del suddetto Regolamento Consob, come operazioni ordinarie concluse

a condizioni equivalenti a quelle di mercato o standard in quanto: (i) rientrano nell’ordinario esercizio dell’attività operativa e

della connessa attività finanziaria; (ii) le condizioni applicate sono analoghe a quelle usualmente praticate nei confronti di parti

non correlate per operazioni di corrispondente natura, entità e rischio.

Di seguito sono evidenziati per il primo semestre 2011 e per il primo semestre 2012 gli ammontari dei rapporti di natura

commerciale e diversa e di natura finanziaria posti in essere con le parti correlate. E’ altresì indicata la natura delle operazioni

più rilevanti.

95



RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI

Denominazione 31.12.2011 I semestre 2011

Crediti Debiti garanzie Costi (a) Ricavi (b)

(milioni di €) Beni Servizi Altro Beni Servizi Altro

Società controllante

- Eni S.p.A. 452 121 65 77 16 908 5

452 121 65 77 16 908 5

Imprese controllate dall’Eni

- Eni Adfin S.p.A. 10 12 7

- Eni Hellas S.p.A.

- Eni Insurance Ltd. 4

- Enicorporate University S.p.A. 3 1

- EniServizi S.p.A. 3 14 7

- Saipem Energy Services S.p.A.

- Saipem S.p.A. 64 36

- Serfactoring S.p.A. 40

- Syndial S.p.A. 1

- Altre (c) 2 2 1 1

15 136 56 1

Imprese a controllo congiunto e collegate di Eni

- Cepav (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) 2

- Altre (c) 1 1 (..) (..)

3 1 (..) (..)

Imprese a controllo congiunto e collegate

- A.E.S. S.p.A. 1 3

- Servizi Territori Aree Penisole S.p.A. 2

- Toscana Energia S.p.A. 2 1

- Altre (c) 3 1

8 4 1

Imprese possedute o controllate dallo Stato

- Gruppo Anas 3 5

- Gruppo Enel 64 5 201

- Gruppo Ferrovie dello Stato 1 4 1

- Gruppo Finmeccanica 1

- Altre (c) 1

68 15 1 202

Totale generale 546 277 65 77 73 1.111 6

(a) Comprendono costi per beni e servizi destinati ad investimento. (b) Al lordo delle componenti tariffarie che trovano contropartita nei costi.(c) Di importo unitario inferiore a 1 milione di euro.

96




Crediti Debiti garanzie Costi (a) Ricavi (b)

(milioni di €) Beni Servizi Altro Beni Servizi Altro


- Eni S.p.A. 446 353 73 4 12 2 944 23

446 353 73 4 12 2 944 23


- Eni Adfin S.p.A. 2 3

- Eni Hellas S.p.A.

- Eni Insurance Ltd 2

- Enicorporate University S.p.A. 1

- EniServizi S.p.A 3 13 3

- Saipem S.p.A. 54 36

- Serfactoring S.p.A. 16

- Syndial S.p.A. 1

- Altre (c) 1 3 1 1 1

6 91 1 42 1

Imprese a controllo congiunto e collegate di Eni (..) (..)

- Altre (c) (..) (..)


- A.E.S. S.p.A. 21 3

- Servizi Territori Aree Penisole S.p.A. 3

- Toscana Energia S.p.A. 12 1 1

- Altre (c) 2 1 1

38 4 2 1


- Gruppo Anas 2 4

- Gruppo Enel 92 21 212

- Gruppo Ferrovie dello Stato 3 2

- Altre (c)

97 25 214

Totale generale 587 473 73 5 54 2 1.160 25

(a) Comprendono costi per beni e servizi destinati ad investimento. (b) Al lordo delle componenti tariffarie che trovano contropartita nei costi.(c) Di importo unitario inferiore a 1 milione di euro.

97




Rapporti commerciali

I rapporti commerciali attivi più significativi con la controllante Eni S.p.A. riguardano la prestazione dei servizi regolati nel

settore del gas relativi al trasporto, rigassificazione, distribuzione e stoccaggio sulla base delle tariffe stabilite dall’Autorità per

l’Energia Elettrica e il Gas.

I principali rapporti commerciali passivi riguardano principalmente la fornitura di energia elettrica utilizzata per lo svolgimento

delle attività e di gas naturale funzionale alla realizzazione delle infrastrutture di stoccaggio. Tali rapporti sono regolati da

contratti stipulati a normali condizioni di mercato.

Snam ha inoltre in essere rapporti connessi a contratti di prestazione di servizi di consulenza e assistenza tecnico-operativa

relativi ai giacimenti di stoccaggio. Tali rapporti sono regolati tramite un service agreement sulla base dei costi sostenuti.

Altri rapporti

Come stabilito dal contratto di compravendita da Eni di Italgas e Stogit, sottoscritto in data 30 giugno 2009, il prezzo determinato

per l’acquisizione delle due Società è soggetto a meccanismi di aggiustamento, destinati ad operare anche successivamente alla

data di esecuzione del contratto, sulla base degli impegni presi in sede di perfezionamento dell’operazione di acquisizione. A

fronte di tali impegni, nel primo semestre 2012 sono stati rilevati conguagli patrimoniali a favore di Snam (debito per Eni) per

un importo pari a 5 milioni di euro relativi alla valutazione di passività su fattispecie già esistenti alla data di perfezionamento

dei contratti.

Infine, si segnalano i rapporti intrattenuti con Eni nell’ambito del Consolidato Fiscale Nazionale, cui hanno aderito tutte le

imprese incluse nell’area di consolidamento del gruppo Snam, e del consolidato IVA. Tali rapporti sono regolati da appositi

contratti, per i quali si applicano le norme di Legge.


I rapporti più significativi con le imprese controllate dall’Eni riguardano:

- Saipem S.p.A. per i servizi di progettazione e supervisione lavori per la realizzazione di infrastrutture di trasporto del gas

naturale, regolati da contratti stipulati alle normali condizioni di mercato;

- Serfactoring S.p.A. per operazioni di factoring effettuate da fornitori di Snam.


I rapporti con le imprese a controllo congiunto e collegate riguardano la fornitura di prestazioni informatiche regolati da

contratti stipulati alle normali condizioni di mercato.


I rapporti con le imprese possedute o controllate dallo Stato riguardano principalmente il Gruppo Enel e sono relativi ai servizi di

trasporto, rigassificazione, distribuzione e stoccaggio di gas naturale. Tali rapporti sono regolati sulla base delle tariffe stabilite

dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas.

98



RAPPORTI FINANZIARI


(milioni di €) Deb

iti

Alt

re

pass

ivit

à (a

)

On

eri (

b) (

c)


- Eni S.p.A. 11.199 266 158

11.199 266 158

(a) Riguardano le attività e le passività derivanti dalla valutazione dei contratti derivati.(b) Comprendono gli oneri finanziari destinati ad investimento. (c) L’importo comprende 40 milioni di euro relativi ad oneri su strumenti finanziari derivati.


(milioni di €) Deb

iti

Alt

re

pass

ivit

à (a

)

On

eri (

b) (

c)


- Eni S.p.A. 10.238 324 176

10.238 324 176

(a) Riguardano le attività e le passività derivanti dalla valutazione dei contratti derivati.(b) Comprendono gli oneri finanziari destinati ad investimento. (c) L’importo comprende 43 milioni di euro relativi ad oneri su strumenti finanziari derivati.


I rapporti con la controllante Eni S.p.A. riguardano i rapporti connessi alla copertura dei fabbisogni finanziari e all’impiego della

liquidità, nonché rapporti relativi alla copertura dei rischi di tasso di interesse, tramite l’utilizzo di contratti derivati.

99



Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico

e sui flussi di cassa

L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella

riepilogativa.

31.12.2011 30.06.2012

(milioni di €) TotaleEntità

CorrelateIncidenza

(%) Totale Entità

CorrelateIncidenza

(%)

Crediti commerciali e altri crediti 1.545 546 35,3 2.138 587 27,5

Altre attività correnti 33 2 6,1 46

Altre attività non correnti 81 1 1,2 100 1 1,0

Passività finanziarie a breve termine 2.787 2.787 100,0 3.044 3.032 99,6

Passività finanziarie a lungo termine 8.412 8.412 100,0 8.706 7.206 82,8

Debiti commerciali e altri debiti 1.344 277 20,6 1.567 473 30,2

Altre passività correnti 211 78 37,0 193 100 51,8

Altre passività non correnti 869 188 21,6 1.010 225 22,3

L’ incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di conto economico è indicata nella seguente tabella di

sintesi.


(milioni di €) TotaleEntità

CorrelateIncidenza

(%) Totale Entità

CorrelateIncidenza

(%)

Ricavi della gestione caratteristica 1.744 1.111 63,7 1.791 1.160 64,8

Altri ricavi e proventi 18 6 33,3 72 25 34,7

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi 292 37 12,7 328 23 7,0

Oneri finanziari 106 98 92,5 126 116 92,1

Oneri netti su strumenti derivati 40 40 100,0 43 43 100,0

100



I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella tabella seguente:


Ricavi e proventi 1.117 1.185

Costi e oneri (37) (23)

Variazione dei crediti commerciali e altri crediti 74 74

Variazione dei debiti commerciali e altri debiti (60) 53

Dividendi incassati 29 2

Interessi incassati

Interessi pagati (138) (155)

Flusso di cassa netto da attività operativa 985 1.136

Investimenti:

- Immobili, impianti e macchinari e attività immateriali (133) (55)

- Imprese entrate nell'area di consolidamento 9 5

- Variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento (76) (18)

Flusso di cassa degli investimenti (200) (68)

Disinvestimenti:

- Partecipazioni

Flusso di cassa dei disinvestimenti

Flusso di cassa netto da attività di investimento (200) (68)

Assunzione di debiti finanziari a lungo termine 422 21

Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine (320) (1.227)

Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine 283 245

Dividendi pagati (263) (263)

Flusso di cassa netto da attività di finanziamento 122 (1.224)

Totale flussi finanziari verso entità correlate 907 (156)

L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella tabella seguente:


(milioni di €) Totale Entità

CorrelateIncidenza

% Totale Entità

CorrelateIncidenza

%

Flusso di cassa da attività operativa 874 985 614 1.136

Flusso di cassa da attività di investimento (796) (200) 25,1 (678) (68) 10,0

Flusso di cassa da attività di finanziamento (83) 122 78 (1.224)

101



31) Eventi ed operazioni significative non ricorrenti

Nel primo semestre 2012 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.

32) Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Nel primo semestre 2012 non si rilevano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

33) Pubblicazione del bilancio

I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre sono illustrati al capitolo “Eventi successivi alla chiusura del semestre”

della Relazione intermedia sulla gestione.

102


Attestazione del bilancio semestrale abbreviato ai sensi dell’art. 81-ter del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni

1. I sottoscritti Carlo Malacarne e Antonio Paccioretti in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente

preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Snam S.p.A., attestano, tenuto anche conto di quanto previsto

dall’art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:

- l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell’impresa e

- l’effettiva applicazione

delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio semestrale abbreviato al 30 giugno 2012, nel corso

del primo semestre 2012.

2. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio semestrale abbreviato al 30 giugno 2012 sono state

definite e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite in coerenza

con il modello Internal Control – Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway

Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a

livello internazionale.

3. Si attesta, inoltre, che:

3.1 Il bilancio semestrale abbreviato al 30 giugno 2012:

a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del

Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;

b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;

c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria

dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento.

3.2 La relazione intermedia sulla gestione comprende un’analisi attendibile dei riferimenti agli eventi importanti che si

sono verificati nei primi sei mesi dell’esercizio e alla loro incidenza sul bilancio semestrale abbreviato, unitamente a una

descrizione dei principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell’esercizio. La relazione intermedia sulla gestione

comprende, altresì, un’analisi attendibile delle informazioni sulle operazioni rilevanti con parti correlate.

30 luglio 2012

/Firma/Carlo Malacarne /Firma/Antonio Paccioretti

___________________ _____________________

Carlo Malacarne Antonio Paccioretti

Amministratore Delegato Direttore Pianificazione, Amministrazione, Finanza e Controllo


103

Relazione della Società di revisione

Allegati

106


Snam Bilancio consolidato semestrale abbreviato / Allegati

ALLEgATI ALLE NOTE DEL BILANCIO CONSOLIDATO DI SNAM AL 30 gIUgNO 2012

Imprese e partecipazioni rilevanti di Snam S.p.A. al 30 giugno 2012

In conformità a quanto disposto dall’art. 126 della deliberazione Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni,

sono forniti di seguito gli elenchi delle imprese controllate e collegate di Snam al 30 giugno 2012, nonché delle partecipazioni

rilevanti.

Le imprese sono suddivise per settore di attività e sono elencate in ordine alfabetico. Per ogni impresa sono indicati: la

denominazione, la sede legale, il capitale sociale, i soci e le rispettive percentuali di possesso; per le imprese consolidate è

indicata la percentuale consolidata di pertinenza di Snam; per le imprese non consolidate partecipate da imprese consolidate

é indicato il criterio di valutazione.

Al 30 giugno 2012 le imprese di Snam S.p.A. sono così ripartite:

Controllate Collegate

Altre partecipazioni

rilevanti (*) Totale

Imprese consolidate 5 5

Partecipazioni di imprese consolidate (**)

Valutate con il metodo del patrimonio netto 1 10 11

1 10 11

Partecipazioni di imprese non consolidate

Possedute da imprese controllate 2 2

Possedute da imprese a controllo congiunto 3 3

3 2 5

Totale imprese 6 13 2 21

(*) Partecipazioni in imprese diverse da controllate e collegate non quotate in misura superiore al 10% del loro capitale sociale.(**) Le partecipazioni in imprese controllate valutate con il metodo del patrimonio netto riguardano le imprese non significative.


107

IMPRESA CONSOLIDANTE

Denominazione Sede LegaleCapitale

Sociale Soci % d

i po

sses

so

% c

on

solid

ata

di p

erti

nen

za d

i Sn

am

Met

odo

di c

on

solid

amen

to

o c

rite

rio

di v

alut

azio

ne

(*)

Snam S.p.A. San Donato Milanese (MI) 3.571.187.994 Eni S.p.A. 52,53% 100,00% C.I.

Snam S.p.A. 5,39%

Soci terzi 42,08%

IMPRESE CONTROLLATE


Sociale Soci % d

i po

sses

so

% c

on

solid

ata

di p

erti

nen

za d

i Sn

am

Met

odo

di c

on

solid

amen

to

o c

rite

rio

di v

alut

azio

ne

(*)

DISTRIBUZIONE DI gAS NATURALE

Napoletana Gas S.p.A. Napoli 15.400.000 Italgas S.p.A. 99,69% 99,69% C.I.

Soci terzi 0,31%

Italgas S.p.A. Torino 252.263.314 Snam S.p.A. 100,00% 100,00% C.I.

Servizi Territori Aree Penisole S.p.A. Napoli 743.000 Napoletana Gas S.p.A. 70,00% P.N.

Soci terzi 30,00%

RIgASSIFICAZIONE DI gAS NATURALE

GNL Italia S.p.A. San Donato Milanese (MI) 17.300.000 Snam S.p.A. 100,00% 100,00% C.I.

TRASPORTO DI gAS NATURALE

Snam Rete Gas S.p.A. San Donato Milanese (MI) 1.200.000.000 Snam S.p.A. 100,00% 100,00% C.I.

STOCCAggIO DI gAS NATURALE

Stogit S.p.A. San Donato Milanese (MI) 152.205.500 Snam S.p.A. 100,00% 100,00% C.I.

(*) C.I. = Consolidamento Integrale; P.N.= Valutazione al patrimonio netto.


108



IMPRESE COLLEgATE


Sociale Soci % d

i po

sses

so

% c

on

solid

ata

di p

erti

nen

za d

i Sn

am

Met

odo

di c

on

solid

amen

to

o c

rite

rio

di v

alut

azio

ne

(*)


ACAM Gas S.p.A. La Spezia 68.090.000 Italgas S.p.A. 49,00% P.N.

Soci terzi 51,00%

Agestel S.p.A. Pisa 775.000 Toscana Energia S.p.A. 100,00%

Azienda Energia e Servizi Torino S.p.A. (a) Torino 110.500.000 Italgas S.p.A. 49,00% P.N.

Soci terzi 51,00%

Metano Arcore S.p.A. (a) Arcore (MI) 175.000 Italgas S.p.A. 50,00% P.N.

Soci terzi 50,00%

Metano Borgomanero S.p.A. (in liquidazione) (a)

Borgomanero (NO) 250.000 Italgas S.p.A.

Soci terzi

50,00%

50,00%

P.N.

Metano Casalpusterlengo S.p.A.(in liquidazione) (a)

Casalpusterlengo (LO) 100.000 Italgas S.p.A. 50,00% P.N.

Soci terzi 50,00%

Metano Sant’Angelo Lodigiano S.p.A. (a) Sant’Angelo Lodigiano (LO) 200.000 Italgas S.p.A. 50,00% P.N.

Soci terzi 50,00%

Toscana Energia Green S.p.A. Pisa 6.330.804 Toscana Energia S.p.A. 100,00%

Toscana Energia S.p.A. (a) Firenze 146.214.387 Italgas S.p.A. 48,08% P.N.

Soci terzi 51,92%

Toscogen S.p.A. (in liquidazione) Pisa 2.582.284 Toscana Energia S.p.A. 56,67%

Soci terzi 43,33%

Umbria Distribuzione Gas S.p.A. (a) Terni 2.120.000 Italgas S.p.A. 45,00% P.N.

Soci terzi 55,00%

(*) C.I. = Consolidamento Integrale; P.N. = Valutazione al patrimonio netto.(a) La Società è a controllo congiunto.

109



IMPRESE COLLEgATE


Sociale Soci % d

i po

sses

so

% c

on

solid

ata

di p

erti

nen

za d

i Sn

am

Met

odo

di c

on

solid

amen

to

o c

rite

rio

di v

alut

azio

ne

(*)

CORPORATE

GasBridge 1 b.v. (a) Rotterdam (Paesi Bassi) 18.000 Snam S.p.A. 50,00% P.N.

Soci terzi 50,00%

GasBridge 2 b.v. (a) Rotterdam (Paesi Bassi) 18.000 Snam S.p.A. 50,00% P.N.

Soci terzi 50,00%

(*) C.I. = Consolidamento Integrale; P.N.= Valutazione al patrimonio netto.(a) La Società è a controllo congiunto.

ALTRE PARTECIPAZIONI RILEVANTI


Sociale Soci % d

i po

sses

so


Agenzia Napoletana per l’Energia e per l’Ambiente Napoli 418.330 Napoletana Gas S.p.A. 12,96%

Soci terzi 87,04%

Pubblitecnica S.p.A. (in liquidazione) Roma 836.500 Italgas S.p.A. 13,29%

Soci terzi 86,71%

Variazioni dell’area di consolidamento verificatesi nel semestre

L’area di consolidamento al 30 giugno 2012 è variata rispetto a quella in essere al 30 giugno 2011 e al 31 dicembre 2011

per effetto dell’entrata in vigore, a partire dal 1 gennaio 2012, del nuovo assetto societario del gruppo Snam. Il nuovo assetto

colloca al vertice del gruppo la consolidante Snam S.p.A. che controlla e consolida integralmente le seguenti società operative:

Snam Rete Gas S.p.A., GNL Italia S.p.A., Stogit S.p.A., Italgas S.p.A. e Napoletana Gas S.p.A..

109

Piazza Santa Barbara, 7

20097 San Donato Milanese (MI)

Tel +39.0237031

Società per azioni

Capitale sociale euro 3.571.187.994,00 i.v.

Registro Imprese di Milano - P. IVA e Cod. Fiscale n. 13271390158

R.E.A. Milano 1633443

Società soggetta all’attività di direzione e coordinamento dell’Eni S.p.A.

www.snam.it

Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2012...Snam Relazione finanziaria...

Documents

Transcript of Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2012...Snam Relazione finanziaria...